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Was ist Abregelung bei PV-Anlagen?
Abregelung bezeichnet die gezielte Drosselung der Einspeiseleistung von Stromerzeugungsanlagen durch den Netzbetreiber, um Netzengpässe zu vermeiden. Erneuerbare-Energien-Anlagen werden im Rahmen des Redispatch 2.0 abgeregelt, wenn die Netzkapazität nicht ausreicht. Anlagenbetreiber erhalten dabei eine Entschädigung für die entgangene Einspeiseenergie. Für Agri-PV ist Abregelung besonders relevant, da sich die Anlagen häufig in ländlichen Verteilnetzen befinden.
Inhaltsverzeichnis
Abregelung auf den Punkt gebracht
- Funktion: Gezielte Drosselung der Einspeiseleistung zur Vermeidung von Netzengpässen
- Rechtsgrundlage: Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und Redispatch 2.0 seit Oktober 2021
- Entschädigung: Anlagenbetreiber werden für die Ausfallarbeit finanziell vollständig kompensiert
- Aktueller Trend: PV-Abregelungen haben sich 2024 fast verdoppelt – Tendenz steigend
Was bedeutet Abregelung konkret?
Unter Abregelung versteht man die vorübergehende Reduktion der Einspeiseleistung einer Erzeugungsanlage durch Anweisung des Netzbetreibers. Der Eingriff erfolgt immer dann, wenn die regional verfügbare Netzkapazität nicht ausreicht, um die gesamte erzeugte Strommenge aufzunehmen. Statt einzelne Leitungen zu überlasten – mit dem Risiko von Schäden, Instabilität oder Stromausfällen – werden gezielt einzelne Erzeugungsanlagen heruntergeregelt oder vollständig abgeschaltet.
Abregelung ist damit ein technisches Stabilisierungsinstrument, kein Sanktionsmechanismus. Sie wird in der Praxis als Teil des sogenannten Engpassmanagements eingesetzt und steht im engen Zusammenhang mit dem Redispatch-Verfahren, bei dem auf der einen Seite eines Engpasses Erzeugung reduziert und auf der anderen Seite hochgefahren wird.
Abregelung ist kein Nachteil im Geschäftsmodell, sondern ein notwendiges Instrument zur Netzstabilität – mit gesetzlich garantierter Entschädigung für Anlagenbetreiber.
Wie funktioniert Abregelung im Rahmen von Redispatch 2.0?
Seit dem 1. Oktober 2021 gilt in Deutschland das Redispatch 2.0, das den Umgang mit Netzengpässen grundlegend neu geregelt hat. Anders als das frühere Einspeisemanagement greift Redispatch 2.0 nicht erst reaktiv bei einem akuten Engpass, sondern prognosebasiert und planhaft. Die wichtigsten Eckpunkte:
Einbeziehung aller Anlagen ab 100 kW
Während früher nur Anlagen ab 10 MW betroffen waren, gilt die neue Schwelle ab 100 kW installierter Leistung. Damit fallen praktisch alle gewerblichen PV-Anlagen und der Großteil der Agri-PV-Projekte unter die Redispatch-Regelung. Anlagen unter 100 kW werden nur einbezogen, wenn sie ohnehin fernsteuerbar sind.
Wirtschaftliches Auswahlprinzip
Konventionelle Kraftwerke werden grundsätzlich vorrangig zur Engpassbewältigung herangezogen. Auf erneuerbare Energien wird nur dann zurückgegriffen, wenn ihre Regelung um den Faktor 10 günstiger ist als die Regelung konventioneller Anlagen. Damit bleibt der Vorrang erneuerbarer Energien aus dem EEG grundsätzlich gewahrt.
Hart- vs. Weichabregelung
Technisch unterscheidet man zwei Eingriffsformen: Bei der Hartabregelung wird die Leistung in festgelegten Stufen (üblicherweise 0 %, 30 %, 60 %, 100 %) reduziert, etwa über einen Rundsteuerempfänger. Bei der Weichabregelung kann die Leistung stufenlos und feiner angepasst werden – das ist effizienter und schont den Anlagenbetrieb, erfordert aber moderne Fernwirktechnik.
Wie hat sich die Abregelung in den letzten Jahren entwickelt?
Die Zahlen der Bundesnetzagentur zeigen einen drastischen Anstieg der PV-Abregelung in den vergangenen Jahren – mit erheblichen Konsequenzen für den weiteren Solarausbau:
- 2023: Rund 0,7 TWh abgeregelter Solarstrom – etwa 2 bis 3 % der PV-Jahreserzeugung
- 2024: Sprunghafter Anstieg auf 1,389 TWh – ein Plus von 97 % gegenüber dem Vorjahr
- 2025: Erneute Verdopplung – PV-Abregelung stieg gegenüber 2024 um weitere 94 %
Die Bundesnetzagentur nennt zwei Hauptgründe für diese Entwicklung: den anhaltenden PV-Zubau – allein 2024 wurden in Deutschland 16,2 GW neu installiert – und außergewöhnlich sonnenreiche Sommer. Besonders auffällig ist die regionale Konzentration: Rund 71 % der 2024 abgeregelten PV-Energie entfielen auf Bayern. Hier treffen ein massiver PV-Ausbau (über 1,1 Millionen Anlagen) und verzögerte Netzausbauprojekte aufeinander.
Gleichzeitig verschiebt sich das Engpassmuster ins Verteilnetz: Während 2024 noch drei Viertel der Redispatch-Maßnahmen im Übertragungsnetz anfielen, waren es 2025 nur noch zwei Drittel. Der Rest entstand in regionalen Verteilnetzen – also genau dort, wo die meisten Agri-PV-Anlagen einspeisen.
Wer trägt das wirtschaftliche Risiko?
Entschädigungsanspruch nach EnWG
Anlagenbetreiber tragen das wirtschaftliche Risiko der Abregelung nicht selbst. Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) schreibt vor, dass Betreiber für die durch eine Redispatch-Maßnahme entgangenen Einnahmen vollständig entschädigt werden. Der Anspruch ist gesetzlich verankert und wird vom anfordernden Netzbetreiber erfüllt. Die Kosten werden auf die Netzentgelte aller Stromverbraucher umgelegt.
Berechnungsmodelle
Für die Entschädigung kommen zwei Verfahren zum Einsatz:
- Pauschalverfahren: Standardverfahren für PV-Anlagen ohne registrierende Leistungsmessung. Auf Basis von standortbezogenen Wetterdaten und Anlagefaktoren wird ermittelt, wie viel Strom die Anlage ohne Drosselung eingespeist hätte.
- Spitzabrechnung: Detaillierte Einzelfallabrechnung mit genauer Messung der Ausfallarbeit – für größere Anlagen mit Messtechnik üblich.
Höhe der Entschädigung 2024
Im Jahr 2024 zahlten die Netzbetreiber laut Bundesnetzagentur insgesamt 554 Millionen Euro Entschädigung an Erneuerbare-Anlagenbetreiber – trotz einer um 22 % gesunkenen Auszahlungssumme im Folgejahr. Damit waren rund 96,5 % der Erneuerbaren-Erzeugung tatsächlich einspeisbar – die abgeregelten Mengen wurden finanziell ausgeglichen.
Abregelung führt nicht zu wirtschaftlichen Verlusten, aber zu volkswirtschaftlich verschwendeter Energie. Wer mit Speicher oder flexibler Vermarktung arbeitet, kann diese Energie nutzbar machen.
Welche Auswirkungen hat Abregelung auf Agri-PV-Projekte?
Standortabhängiges Risiko
Agri-PV-Anlagen liegen häufig in ländlichen Verteilnetzen mit historisch geringer Lastdichte. Mit dem zunehmenden PV-Zubau geraten diese Netze unter Druck. Insbesondere in Bayern und Teilen Norddeutschlands wird zunehmend abgeregelt. Eine frühzeitige Netzanschlussprüfung am geplanten Netzverknüpfungspunkt ist daher ein zentraler Baustein der Standortanalyse.
Vorteile nachgeführter Systeme
Ein wesentlicher technischer Vorteil von Nachführsystemen (Trackern) ist das gleichmäßigere Einspeiseprofil. Während starre PV-Anlagen ihre Ertragsspitze um die Mittagszeit erreichen – genau dann, wenn auch alle anderen PV-Anlagen einspeisen – verteilen Tracker die Erzeugung über den ganzen Tag. Damit liegen die Einspeisespitzen niedriger, und das Risiko, ins Abregelungsregime zu fallen, sinkt deutlich.
Speicher als Lösung
Die wirksamste Antwort auf das Abregelungsrisiko ist die Integration eines Batteriespeichers in Co-Location. Statt die Einspeiseleistung zu drosseln, wird der überschüssige Strom zwischengespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt – idealerweise in Hochpreisphasen – ins Netz eingespeist. So wird abgeregelte Energie nicht nur erhalten, sondern wirtschaftlich aufgewertet.
Abregelung versus Solarspitzengesetz
Häufig wird Abregelung mit dem Solarspitzengesetz verwechselt – beides sind aber eigenständige Mechanismen mit unterschiedlicher Funktion:
- Abregelung (Redispatch 2.0): Eingriff durch den Netzbetreiber zur Behebung lokaler oder regionaler Netzengpässe. Folge: Entschädigung der Ausfallarbeit nach EnWG.
- Solarspitzengesetz (seit 25. Februar 2025): Aussetzung der EEG-Vergütung in Stunden mit negativen Börsenstrompreisen. Keine Entschädigung – die entgangenen Förderstunden werden ans Ende der 20-jährigen Förderdauer angehängt.
Beide Mechanismen können gleichzeitig wirken: An sonnigen Tagen mit niedriger Stromnachfrage kann eine Anlage sowohl negative Preise erleben (kein Vergütungsanspruch) als auch abgeregelt werden (Entschädigungsanspruch). In der Praxis ist die Frage nach der wirtschaftlichen Bedeutung damit komplex – und ein klares Argument für Speicherlösungen und smarte Vermarktungsstrategien.
Welche Pflichten haben Betreiber im Redispatch 2.0?
Wer eine PV-Anlage ab 100 kW betreibt, hat im Rahmen von Redispatch 2.0 verschiedene Pflichten:
- Stammdatenpflege: Korrekte und aktuelle Daten im Marktstammdatenregister und beim Netzbetreiber
- Fernsteuerbarkeit: Funktionierende Steuerungstechnik (Rundsteuerempfänger oder Fernwirktechnik) zur Umsetzung von Abregelungsanweisungen
- Festlegung von Verantwortlichkeiten: Bestimmung des Einsatzverantwortlichen (EIV) und Betreibers der technischen Ressource (BTR)
- Auswahl des Abrechnungsmodells: Pauschal-, Spitz- oder vereinfachte Spitzabrechnung in Abstimmung mit Direktvermarkter und Netzbetreiber
In der Praxis übernehmen Direktvermarkter oder spezialisierte Dienstleister diese Aufgaben für Anlagenbetreiber. Sie sorgen für die korrekte Datenmeldung, die Kommunikation mit Netzbetreibern und die Abwicklung von Entschädigungsansprüchen.
Strategien zur Minimierung des Abregelungsrisikos
Für Agri-PV-Projekte gibt es mehrere Hebel, um das Abregelungsrisiko strukturell zu reduzieren:
Standortwahl und Netzprüfung
Die frühzeitige Prüfung der verfügbaren Netzkapazität am geplanten Netzverknüpfungspunkt ist der wichtigste Schritt. Regionen mit ausgebauten Netzen oder geringer PV-Dichte sind tendenziell weniger abregelungsgefährdet.
Tracker statt starrer Anlagen
Nachgeführte Systeme erzeugen ein flacheres Einspeiseprofil über den Tag, wodurch die Einspeisespitzen geringer ausfallen. Damit sinkt die Wahrscheinlichkeit, in Engpasssituationen abgeregelt zu werden.
Speicherintegration
Batteriespeicher in Co-Location ermöglichen es, überschüssige Energie zwischenzuspeichern statt sie abregeln zu lassen. Der Strom wird zu einem späteren Zeitpunkt vermarktet – idealerweise in Hochpreisphasen.
Direktvermarktung mit smarter Steuerung
In Kombination mit der Direktvermarktung und einem intelligenten Energiemanagementsystem lässt sich die Einspeisung gezielt an Marktbedingungen anpassen. So werden Erlöse stabilisiert und negative Effekte von Abregelung und negativen Preisen minimiert.
Verbindung zu anderen Marktmechanismen
Abregelung steht nicht isoliert, sondern ist Teil eines komplexen Systems aus regulatorischen und technischen Mechanismen:
- Mit dem Merit-Order-Prinzip: Bei Abregelung gilt der Vorrang erneuerbarer Energien grundsätzlich weiter, kann aber bei lokalen Engpässen technisch eingeschränkt werden
- Mit dem Netzentwicklungsplan: Der geplante Netzausbau soll mittelfristig die Engpassursachen beseitigen
- Mit Flexibilitätsmärkten: Regelenergie und virtuelle Kraftwerke nutzen Speicher und steuerbare Lasten zur Vermeidung von Abregelung
- Mit dem Solarspitzengesetz: Beide Mechanismen können parallel auftreten und beeinflussen die Vermarktungsstrategie
Wer die Mechanismen rund um Abregelung versteht, kann Agri-PV-Projekte gezielt auf langfristige Wirtschaftlichkeit auslegen. Mit Tracker-Technologie, Speicherintegration und kluger Standortwahl bleibt Agri-PV auch im Umfeld zunehmender Netzengpässe ein stabiles Geschäftsmodell.
Häufig gestellte Fragen
Grundsätzlich eignen sich die meisten Flächen, auf denen Landwirtschaft betrieben wird. Problematisch sind Flächen in bestimmten Naturschutzgebieten, wie bspw. Vogelschutzgebiet oder Flora-Fauna-Habitat. Ein wirtschaftlicher Betrieb der Agri-PV Anlage ist je nach Standort, Flächenstruktur und Netzinfrastruktur oft aber erst ab einer bestimmten Flächengröße möglich: Jede landwirtschaftliche Fläche bis 2,5ha in Hofnähe sowie Grünland ab 5 ha und Acker ab 10ha.
Generell kann die Fläche bei Agri-PV sowohl als Dauergrünland als auch für Ackerbau oder den Anbau von Dauerkulturen genutzt werden. Bei bodennahen nachgeführten Agri-PV-Systemen ist der Anbau von hochwachsenden Pflanzen ab einer Wuchshöhe von 1,50m (z.B. Mais, Sonnenblumen) problematisch, da diese die Module verschatten und somit den Stromertrag reduzieren können.
Grundsätzlich kann Agri-PV auch mit Nutztierhaltung kombiniert werden. Hier bieten sich insbesondere hoch aufgeständerte Solaranlagen sowie nachgeführten Tracker Systemen Module an. Die Anlage und die Nutztierhaltung muss in einem landwirtschaftlichen Gesamtkonzept umgesetzt werden, aus dem ersichtlich ist, dass die Nutztiere von der Anlage profitieren.
Die Breite des Bewirtschaftungsstreifens bei Agri-PV-Anlagen liegt typischerweise zwischen 9 und 12 Metern, abhängig von der Bewirtschaftungsform. Unter den Modulen wird ein 1–2 Meter breiter Biodiversitätsstreifen angelegt, der zur ökologischen Aufwertung dient und als Pufferzone rechts und links zur Modulaufständerung fungiert. Mindestens 9 Meter Arbeitsbreite sind notwendig, um Verschattungen zwischen den Modulreihen zu vermeiden und sicherzustellen, dass gemäß DIN SPEC 91434 auf Ackerflächen mindestens 85 % und auf Grünland mehr als 90 % der Fläche bewirtschaftet werden können. Der Reihenabstand wird so gewählt, dass er sowohl die statischen Anforderungen (z.B.: Windlasten) als auch eine ausreichende Energieerzeugung und eine effiziente landwirtschaftliche Nutzung ermöglicht.
Selbstverständlich bringt der Aufbau einer Agri-PV-Anlage gewisse Einschränkungen für die Bearbeitung des Feldes mit sich. Diese sind jedoch aufgrund der individuell auf Ihre Bedürfnisse abgestimmten Reihenabstände (i.d.R. 11-14 m; auch größer möglich), die an die Größe der Maschinen angepasst werden können, überschaubar. Zudem bleibt das Vorgewende erhalten mit einer Breite, die individuell mit Ihnen abgestimmt wird.
Nach derzeitigen Erkenntnissen (v.a. Studien des Frauenhofer ISE und Technologieförderzentrum Bayern) gibt es – je nach Reihenabstand, Feldfrucht und konkreten Wetterbedingungen – z.T. leicht positiven, z.T. leicht negative Auswirkungen auf Menge und Qualität des Ertrags. Hervorzuheben ist jedoch, dass die Vorgaben, die für die gesetzliche Förderung nach dem EEG erfüllt sein müssen (Erzielen von 66 % des landwirtschaftlichen Referenzertrags, s. DIN SPEC 91434), in allen Versuchen unproblematisch erreicht wurden.
Agri-PV-Anlagen tragen wesentlich zur ökologischen Aufwertung landwirtschaftlicher Flächen bei. Sie bieten Schutz vor Winderosion, indem die Solarmodule als Barriere wirken und den Boden stabilisieren. Zudem schützen sie vor Extremwetterphänomenen wie Hagel und Starkregen, wodurch Schäden an Erntepflanzen minimiert werden. Die teilweise Beschattung der Pflanzen verhindert Austrocknung, erhöht die Bodenfeuchtigkeit und kann in heißen Sommern zu gesteigerten Erträgen führen. Darüber hinaus erhalten Agri-PV-Anlagen der Fläche eine „Pause“ von intensiver Landwirtschaft, was die Bodengesundheit fördert und die Biodiversität unterstützt.
Grundsätzlich lässt sich das sehr klar unterscheiden – je nachdem, ob es sich um eine kleinere privilegierte Agri-PV-Anlage bis ca. 2,5 ha oder um eine großskalige Agri-PV-Anlage handelt:
Kleinere Anlagen bis ca. 2,5 ha (privilegiert nach § 35 Abs. 9 Nr. 1 BauGB):
Diese Anlagen sind planungsrechtlich privilegiert und benötigen daher kein Bauleitplanverfahren gemeinsam mit der Gemeinde. In der Regel reicht ein Bauantrag beim zuständigen Landratsamt.
Wenn die Kriterien Hofnähe, direkt-räumlich funktionaler Zusammenhang zur Hofstelle sowie eine Anlage pro Hofstelle erfüllt sind, ist eine Genehmigung innerhalb von ca. 4 Monaten grundsätzlich möglich.
Große Agri-PV-Anlagen:
Bei größeren Projekten ist der Prozess in der Regel umfangreicher und umfasst häufig ein Bauleitplanverfahren (Flächennutzungsplan/Bebauungsplan) inklusive der dazugehörigen Gutachten und Beteiligungen (z. B. Umweltprüfung, Artenschutz, Fachbehörden, Öffentlichkeit).
Wir übernehmen die Koordination der gesamten Schritte, binden Behörden und Fachgutachter ein und sorgen für eine saubere, prüffähige Dokumentation. Die Dauer variiert entsprechend – von mehreren Monaten (bei kleineren Anlagen, je nach Rahmenbedingungen) bis länger bei großskaligen Projekten. Parallel läuft meist die Klärung der Netzanbindung, die den Zeitplan wesentlich beeinflussen kann.
Artenschutz und Biodiversität sind fester Bestandteil unserer Projektentwicklung. Wir prüfen frühzeitig, welche Schutzgüter betroffen sein können (z. B. Brutvögel, Feldhamster, Fledermäuse oder Biotope) und stimmen die Vorgehensweise mit den zuständigen Behörden und Gutachtern ab. Wenn nötig, werden Kartierungen über geeignete Zeiträume durchgeführt und konkrete Maßnahmen eingeplant – etwa Schutz- und Rückzugsräume, angepasste Pflegekonzepte oder Bauzeitenregelungen. Ziel ist eine Lösung, die Landwirtschaft und Natur gleichermaßen berücksichtigt.
Nein — Agri-PV ist darauf ausgelegt, die landwirtschaftliche Nutzung zu erhalten und die Fläche jederzeit in den Ursprungszustand zurückzuversetzen. In der Regel werden keine Fundamente gegossen: Die Unterkonstruktion wird gerammt, sodass keine dauerhafte Bodenversiegelung entsteht, sondern nur temporäre und sehr punktuelle Eingriffe (typischerweise < 1 % der Fläche).Die Fläche bleibt weiterhin bewirtschaftbar, und durch angepasste Pflege- und Nutzungskonzepte können je nach Standort sogar positive Effekte entstehen – etwa Bodenschutz, Mikroklima-Vorteile und mehr Biodiversität. Außerdem ist die Anlage grundsätzlich vollständig rückbaubar; das ist vertraglich geregelt.
Ja. Nach dem Energiewirtschaftsgesetz haben Anlagenbetreiber Anspruch auf vollständige Entschädigung für entgangene Einnahmen durch Redispatch-Maßnahmen. Der anfordernde Netzbetreiber zahlt die Entschädigung; die Kosten werden über die Netzentgelte umgelegt. Die Berechnung erfolgt entweder pauschal anhand standortbezogener Wetterdaten oder über eine detaillierte Spitzabrechnung.
Redispatch 2.0 gilt für Erzeugungsanlagen ab 100 kW installierter Leistung. Anlagen unter 100 kW werden nur einbezogen, wenn sie bereits fernsteuerbar sind oder Teil eines virtuellen Kraftwerks. Damit fallen praktisch alle gewerblichen PV-Anlagen und der Großteil der Agri-PV-Projekte unter die Redispatch-Regelung.
Drei Strategien sind besonders wirksam: erstens eine frühzeitige Netzanschlussprüfung am geplanten Netzverknüpfungspunkt, zweitens der Einsatz nachgeführter Tracker-Systeme mit gleichmäßigerem Einspeiseprofil, und drittens die Integration eines Batteriespeichers in Co-Location, der überschüssigen Strom zwischenspeichert statt ihn abzuregeln.
Nein. Abregelung ist ein Eingriff des Netzbetreibers zur Behebung lokaler Netzengpässe – mit gesetzlichem Entschädigungsanspruch. Das Solarspitzengesetz hingegen setzt die EEG-Vergütung in Stunden mit negativen Börsenstrompreisen aus. Beide Mechanismen können parallel wirken und betreffen die Wirtschaftlichkeit unterschiedlich.
Bayern ist mit Abstand am stärksten betroffen: Rund 71 % der 2024 abgeregelten PV-Energie entfielen auf den Freistaat. Grund sind der starke PV-Ausbau bei gleichzeitig verzögertem Netzausbau. Auch in Schleswig-Holstein und Niedersachsen kommt es bei hoher Wind- und Sonneneinspeisung zu lokalen Engpässen. Im Westen Deutschlands sind die Werte deutlich niedriger.
Durch die der Sonne folgenden Tracker produzieren Agri-PV Anlagen deutlich mehr Strom ("Volllaststunden") als konventionelle Freiflächen-PV Anlagen. Je nach Standort können problemlos 1.400 kWh/kW im Jahr erzeugt werden.
Durch die der Sonne folgenden Tracker produzieren Agri-PV Anlagen vermehrt Strom in den Morgen- und Abendstunden. In diesen Zeiten ist der Strombedarf bereits hoch, da die Industrie schon/noch Strom benötigt, während das Stromangebot durch die vor allem nach Süden ausgerichteten Freiflächen- und Dachanlagen noch gering ist. Agri-PV Anlagen können dann stark von den hohen Strompreisen profitieren.
Unter dem Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) bekommen Agri-PV Anlagen wegen ihrem netzdienlichem und sozialverträglichem Konzept eine höhere Vergütung als konventionelle Freiflächen-PV Anlagen.
Die Pachtverträge für unsere Anlagen laufen mind. 30 Jahre, wobei hier die letzten 10 Jahre durch die in der Regel dann zurückgeführte Finanzierung am ertragreichsten sind. Nach Ablauf der 30 Jahre müssen mit den Flächeneigentümern neue Pachtverträge abgeschlossen werden, damit die Anlage weiter Strom produzieren kann.
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