Mining-Systeme können aus PV gewonnene Energie in Prozesswärme umsetzen. Damit können Sie die Zusätzlichkeitskategorien nach § 13k EnWG erfüllen. (Bild: Adobe Stock)
Strukturelles Überangebot als Dauerbelastung
Die Kosten des Netzengpassmanagements in Deutschland haben sich seit 2016 vervielfacht. Der jüngste SMARD-Jahresbericht der Bundesnetzagentur weist für 2025 vorläufige Gesamtkosten von 3.071 Mio. € aus. Ein Anstieg von knapp 4 % gegenüber dem revidierten Vorjahreswert von 2.954 Mio. € [1]. Das Gesamtmaßnahmenvolumen blieb mit 30.319 GWh nahezu konstant.
Auffällig ist die Verschiebung innerhalb der abgeregelten Erzeugung. Während das Redispatch-Volumen mit Offshore-Windenergieanlagen um 27 % zurückging (2025: 3.351 GWh; 2024: 4.565 GWh), stieg das Volumen bei Photovoltaikanlagen um 94 % auf 2.704 GWh (2024: 1.394 GWh) [1]. Die Ursache liegt in einem PV-Kapazitätszuwachs von knapp 10 GW im engpassrelevanten Zeitraum (Q1 2024: 76,6 GW; Q1 2025: 86,4 GW) und einer überdurchschnittlichen Globalstrahlung [1] Der PV-induzierte Redispatch-Bedarf verlagert sich dabei zunehmend in die Verteilernetze. 35 % der Abregelungen Erneuerbare-Energien(EE)-Anlagen wurden 2025 durch Engpässe im Verteilnetz verursacht. Im Vorjahr waren es 26 % [1].
Diese Entwicklung ist nicht konjunktureller Natur. Der enervis Renewables Power Market Report vom Februar 2026 prognostiziert auf Basis des Current-Efforts- Szenarios, dass die jährlichen EE-Kapazitätszubauten die Zuführungen von Batterie-Energiespeichersystemen (BESS) bis mindestens 2030 strukturell übertreffen werden [2]. In der Konsequenz werden Negativpreisstunden europaweit weiter zunehmen. In Deutschland lag ihre Zahl 2025 bei 573 Stunden gegenüber 457 im Vorjahr [2].
Die PV-Kannibalisierung als Strukturproblem
Die Auswirkungen auf die ökonomische Bewertung von PV-Anlagen sind erheblich. Die PV-Capture-Rate, definiert als Verhältnis des mengengewichteten PV-Einspeisepreises zum Baseload-Preis, lag 2025 in Deutschland je nach Quelle [2, 3] bei rund 52 bis 54 %. Zum Vergleich: 2022 lag der Wert noch bei 0,98 [3]. Hirth [10] hat diesen Verfall modelliert und gezeigt, dass der Marktwertfaktor von Solarstrom bereits bei 15 % Marktanteil auf 50 bis 80 % sinkt. Deutschland liegt 2025 bei rund 30 % Solaranteil. Die Ariadne-Projektion von 0,64 für das Jahr 2030, die vielen Kalkulationen von Power Purchase Agreements (PPA) zugrunde liegt, ist damit bereits 2025 unterschritten worden. Früher als in den meisten Szenarien erwartet.
Für Merchant-PV-Assets, aber auch für geförderte Anlagen mit Negativpreisrisiko, ergibt sich daraus eine fundamentale Bewertungsfrage. Wenn rund 24 % der potenziellen PV-Erzeugung auf Stunden mit negativen Börsenstrompreisen entfällt (so enervis bezogen auf Gesamtjahr 2025 [2]), mindert dies den wirtschaftlichen Wert der erzeugten Kilowattstunde erheblich. Co-Location-Modelle mit Batteriespeichern können einen Teil dieses Wertverlusts kompensieren, stoppen aber die Kannibalisierung nicht.
Regulatorischer Rahmen: §13k EnWG
Mit dem seit Dezember 2023 geltenden § 13k EnWG („Nutzen statt Abregeln“) hat der Gesetzgeber ein Instrument geschaffen, das zuschaltbare Lasten in Netzengpasssituationen vergütet, statt sie abzuregeln. Das Verfahren befindet sich in der Erprobungsphase. Die BNetzA-Festlegung (Az. 4.12.05.04/1) definiert die Zusätzlichkeitskriterien und deren Segmente [4]. Entlastungsregionen, Vergütungsrahmen und Stromnebenkosten(SNK)-Kompensation (variabel und fix) werden im Umsetzungskonzept der Übertragungsnetzbetreiber beschrieben [9].
Für ASIC-Mining-Systeme, die 95 % der eingesetzten Energie als Prozesswärme umwandeln, ist Segment 1 der §-13k-Zusätzlichkeitskategorien (Substitution fossiler Wärmeerzeugung) der naheliegende Qualifikationspfad. Eine explizite Zuordnung von ASIC-Mining zu einem Segment durch die BNetzA liegt zum Zeitpunkt dieser Veröffentlichung nicht vor.