Ein Solarpark wird auf Anweisung des Netzbetreibers heruntergeregelt, liefert weniger Strom und bekommt anschließend eine Rechnung. Was widersprüchlich klingt, hat mit dem Wert der fehlenden Strommenge zu tun: Fällt ihr Abrechnungspreis negativ aus, kann aus einem Ausgleichsposten eine Zahlungsverpflichtung werden. Ob dem Betreiber dadurch dauerhaft Erlöse fehlen, entscheidet diese Rechnung allein aber noch nicht.
Betroffen sind direktvermarktete Anlagen im Verteilernetz, bei denen kein gezielter bilanzieller Ausgleich erfolgt. Für Anlagen in der gesetzlichen Einspeisevergütung gilt diese Aufwendungsersatzregel nicht. Um die Rechnung zu verstehen, muss man zwei Vorgänge auseinanderhalten: den Ausgleich der fehlenden Strommenge und die Geldzahlung, die dafür abgerechnet wird. Beide hängen zusammen, betreffen aber unterschiedliche Akteure.
Warum fehlender Strom einen negativen Wert haben kann
Bei einem Redispatch lassen Netzbetreiber die Stromerzeugung anpassen, um Netzengpässe zu bewältigen. Wird ein Solarpark heruntergeregelt, fehlt seine ausgefallene Erzeugung auch in der energiewirtschaftlichen Abrechnung. Dort werden Einspeisung und Entnahme in sogenannten Bilanzkreisen zusammengeführt. Für deren Ausgleich sorgt ein Bilanzkreisverantwortlicher. Der Anlagenbetreiber muss also nicht selbst Ersatzstrom einkaufen.
Die Beschaffung fehlender Energie muss jedoch nicht immer Geld kosten. Bei negativen Preisen kann sie rechnerisch einen Vorteil bringen: Wer Strom übernimmt, erhält unter diesen Preisbedingungen Geld, statt dafür zu zahlen. Deshalb berücksichtigt § 14 Absatz 1b EnWG neben Ausgleichskosten auch wirtschaftliche Vorteile, die der Bilanzkreisverantwortliche hätte erzielen können. Diese muss der Anlagenbetreiber dem Verteilernetzbetreiber erstatten – selbst wenn der rechnerische Vorteil gar nicht bei ihm angekommen ist.
Für die Berechnung akzeptiert die Bundesnetzagentur eine Übergangsmethode mit einem Mischpreis je Viertelstunde. Darin gehen der kurzfristige Stromhandel über den Intraday-Preisindex ID1 mit 72,5 Prozent und der Bilanzausgleich über den qualitätsgesicherten Bilanzausgleichsenergiepreis reBAP mit 27,5 Prozent ein. Bewertet wird damit der Ausgleich der fehlenden Energie, nicht die gesamte Vergütung des Solarparks.
Ist dieser Mischpreis negativ, ergibt die Multiplikation mit der ausgefallenen Strommenge einen negativen Abrechnungsbetrag. Die Monatsabrechnung führt die einzelnen Viertelstunden mit ihren jeweiligen Mengen und Preisen zusammen. Eine negative Viertelstunde macht daher noch nicht den ganzen Monat negativ. Überwiegen aber die negativen Beträge, kann der Netzbetreiber statt einer Gutschrift eine Forderung ausweisen.
Seit Ende 2025 wird direkt mit dem Betreiber abgerechnet
Seit dem 23. Dezember 2025 wird der Aufwendungsersatz in dieser Konstellation zwischen Verteilernetzbetreiber und Anlagenbetreiber abgerechnet, statt zwischen Netzbetreiber und Bilanzkreisverantwortlichem. Der Zahlungsweg führt damit direkt zum Betreiber des Solarparks. Die Aufgabe, die fehlenden Strommengen im Bilanzkreis auszugleichen, bleibt davon getrennt. Genau daraus entsteht die zunächst irritierende Situation: Der Betreiber erhält die Rechnung, obwohl der zugrunde gelegte Beschaffungsvorteil beim Bilanzkreisverantwortlichen liegt.
Wie weit die Werte auseinanderliegen können, zeigt der am 8. September 2026 aktualisierte Bericht des Erlösmonitoring-Anbieters node.energy. Für einen PV-Park im Bayernwerk-Netzgebiet nennt er für April 2026 einen vertraglichen Marktwert von 1,3 Cent je Kilowattstunde. Für die ausgefallene Erzeugung lag der durchschnittliche Mischpreis dagegen bei minus 6,9 Cent. Das Anbieterbeispiel ist keine von uns geprüfte Einzelrechnung und kein allgemeiner Bayernwerk-Preis. Es zeigt aber, warum der Blick auf den vereinbarten Erlös allein die Netzabrechnung nicht erklärt.
Ob eine Erlöslücke bleibt, hängt auch vom Vertrag ab
Für die wirtschaftliche Bilanz des Betreibers sind weitere Bestandteile zu berücksichtigen. Dazu gehört die Marktprämie, soweit im konkreten Fall Anspruch darauf besteht. Ebenso wichtig ist der Direktvermarktungsvertrag: Er entscheidet mit darüber, wer die Differenz zwischen Mischpreis und vereinbartem Erlös trägt. Die Netzbetreiberrechnung beantwortet diese Vertragsfrage nicht. Aus ihr lässt sich auch kein automatischer Anspruch auf exakt den Monatsmarktwert gegen jeden Direktvermarkter ableiten.
Der gesetzliche Maßstab bleibt, den Anlagenbetreiber durch Redispatch wirtschaftlich weder besser noch schlechter zu stellen. Ob das im Einzelfall gelingt, lässt sich erst aus Vergütung, Vertrag und Abrechnungsdaten beurteilen. Dabei müssen die richtigen Viertelstunden und Ausfallmengen zugeordnet sein. Das ist besonders wichtig, wenn sich marktbedingte Abschaltungen und Netzanweisungen zeitlich überlagern: Dieselbe ausgefallene Erzeugung darf nicht doppelt angesetzt werden.
Wer darüber hinaus wissen möchte, welche Änderungen bei Abregelungsrisiken geplant sind, findet eine Einordnung zur geplanten Abregelungsobergrenze im EEG 2027. Dieses eigenständige Vorhaben ist nicht die Ursache der hier beschriebenen Rechnungen. Für deren Bewertung müssen Betreiber die Netzabrechnung mit ihrem Direktvermarktungsvertrag und den übrigen Vergütungsbestandteilen zusammen betrachten.
Genauere Regeln für den Aufwendungsersatz bereitet die Bundesnetzagentur derzeit vor. Nach ihrem Verfahrensstand vom 28. August soll Mitte September ein Entwurf folgen; den Abschluss des Verfahrens strebt sie bis Jahresende 2026 an. Ein endgültiger Beschluss liegt damit noch nicht vor.
Quellen und weiterführende Informationen
- § 14 EnWG: Aufgaben der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen
- § 13a EnWG: Bilanzieller und finanzieller Ausgleich
- Bundesnetzagentur: Mitteilung Nr. 12 zur neuen Rechtslage
- Netztransparenz: Berechnung des einheitlichen Mischpreises
- node.energy: Praxisbericht und Anbieterbeispiel, aktualisiert am 8. September 2026
- von Bredow Valentin Herz: Einordnung von Zahlungsweg und Vertragsfragen
- Bundesnetzagentur: Verfahren zur Kostenerstattung im unbilanzierten Redispatch
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