Februar 2026

260203

ENERGIE-CHRONIK


Die Kosten für das Netzengpassmanagement haben im vergangenen Jahr wieder drei Milliarden Euro überstiegen. Das ist bereits absehbar, wenn man den von der Bundesnetzagentur bisher bekanntgegebenen 2,171 Milliarden Euro für die Monate Januar bis September noch den Durchschnittswert für das vierte Quartal hinzufügt, der in den Jahren 2022 bis 2024 bei einer Milliarde Euro lag.

Quelle: smard.de

Reiche will weiteren Erneuerbaren-Ausbau von "Redispatch-Vorbehalt" abhängig machen

Die Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) will den Zubau von Wind- und Solaranlagen von einem "Resdispatch-Vorbehalt" abhängig machen. Das ergibt sich aus einem Referentenentwurf ihres Ministeriums, der im Februar bekannt wurde. Demnach könnten neue Wind- und Solaranlagen künftig keine Entschädigung mehr für die "Ausfallarbeit" beanspruchen, wenn sie in Gebieten errichtet werden, in denen jährlich mehr als drei Prozent des Stroms im Zuge von Redispatch-Maßnahmen abgeschaltet werden. Solche Gebiete sollen von den jeweiligen Netzbetriebern festgelegt und der Bundesnetzagentur gemeldet werden. Faktisch würde damit die Errichtung solcher Anlagen in diesen Gebieten für die Betreiber unwirtschaftlich, was der Gesetzentwurf auch beabsichtigt, um die enormen Kosten für das "Netzengpassmanagement" zu senken, die im vergangenen Jahr erneut auf über drei Milliarden Euro gestiegen sind (siehe Grafik 1).

Zunächst berichtete der "Spiegel" am 8. Februar über den vom 30. Januar datierten "Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens". Daraufhin folgten weitere Berichte von Medien sowie Stellungnahmen von Branchenverbänden. Unklar blieb, ob das Ministerium das 38-seitige Papier absichtlich durchsickern ließ, um vorab die Reaktion von Medien und betroffenen Branchenkreisen zu testen.

Betroffen wäre vor allem der weitere Zubau an Windkraft, der schon jetzt deutlich hinter den vom EEG 2023 gesteckten Zielen zurückbleibt (siehe Grafik 2). Er würde dann weitgehend stagnieren. Falls die vorgesehene Regelung auch die Erneuerung von Bestandsanlagen verhindert, könnte sogar die bisher installierte Kapazität sinken.

Gesetzentwurf würde den notwendigen Netzausbau noch mehr verlangsamen

Vor allem wird das Pferd von hinten aufgezäumt, wenn die Netzbetreiber über die Gebiete bestimmen können, in denen die Ausfallarbeit von neuen Windkraft- oder Solaranlagen bis zu zehn Jahre lang nicht mehr entschädigt wird. Denn es wäre ihre Aufgabe, für den nötigen Netzausbau zu sorgen, damit keine Netzengpässe auftreten. Der Gesetzentwurf würde deshalb den notwendigen Netzausbau eher noch verlangsamen. Dass er die Inanspruchnahme der 3-Prozent-Regelung durch einen Netzbetreiber mit dessen Verpflichtung zum Netzausbau in dem entsprechenden Gebiet verbinden will, ändert daran nichts. Diese Verpflichtung, das Netz entsprechend den Bedürfnssen auszubauen, besteht nämlich bereits. Es wurde lediglich ihre Nichterfüllung bisher nicht sanktioniert. Einzige Ausnahme war vor 14 Jahren die TenneT TSO, der die Bundesnetzagentur wegen ihrer selbst eingestandenen Leistungsschwäche mehr als drei Jahre lang die Zertifizierung verweigerte (150908). Die vorgesehene Bekräftigung der Verpflichtung wäre deshalb reine Kosmetik, solange ihre Verletzung nicht mit konkreten Sanktionen belegt und geahndet wird. Aber auch das wäre kein probates Mittel, sondern nur eine weitere Verirrung auf einem Pfad, der grundsätzlich in die falsche Richtung führt.

"Eine Abregelung von drei Prozent ist keineswegs unüblich"

Sehr problematisch ist vor allem das 3-Prozent-Kriterium für die Ausweisung von "kapazitätslimitierten Netzgebieten", in denen die Netzbetreiber die Steuerung des Netzausbaues künftig faktisch selbst übernehmen dürfen. Die Naturstrom AG stellte dazu fest:

"Diese Regelung hat das Potenzial, den nötigen Ausbau der Erneuerbaren massiv einzubremsen. Sie ist deutlich zu weitreichend und kann jede vernünftige Projektkalkulation über den Haufen werfen. Eine Abregelung von drei Prozent ist keineswegs unüblich und wurde etwa im dritten Quartal 2025 sogar im deutschlandweiten Durchschnitt aller Netzebenen übertroffen."

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) unterstrich ebenfalls, das "beim Umgang mit kapazitätslimitierten Leitungsabschnitten" die Vor- und Nachteile sehr sorgfältig abgewogen werden müssten:

"Kritisch diskutiert werden muss der Vorschlag aus dem BMWE, ein Auslösekriterium für die Ausweisung von kapazitätslimitierten Leitungsabschnitten ab Redispatchvolumina von nur drei Prozent, in denen es dann für bis zu zehn Jahre keine Redispatch-Ausgleichszahlungen geben soll. Für Projektierer von Erneuerbare-Energien-Anlagen würde es vor dem Hintergrund der möglicherweise betroffenen Flächen und Netzabschnitte keine Planungssicherheit mehr für ihre Investitionen geben." 

 

 

Die ab 2017 geltende EEG-Novellierung beschränkte die Förderung neuer Windkraft-Anlagen auf ein jährliches Kontingent von 2800 bzw. 2900 Megawatt, das im Rahmen von Ausschreibungen vergeben wurde. Sie bewirkte damit ein Absinken der Kapazitätszunahme bei der installierten Bestandsleistung: Von 2000 bis 2017 hatte diese jährlich im Schnitt bei 2482 Megawatt gelegen. Nun sank sie in den drei Jahren bis 2020 auf 1411 MW und in den folgenden fünf Jahren bis 2025 auf 1865 MW. Sie bewegte sich damit zwar noch über den Vorgaben des EEG 2021, blieb aber deutlich hinter den weit höher gesteckten Zielen des EEG 2023 zurück. Noch viel stärker wäre der Rückgang, wenn es Reiche gelänge, ihre jetzt veröffentlichten Pläne durchzusetzen.

 

"Die Folge wäre ein Ausbaustillstand"

Der Bundesverband WindEnergie (BWE) forderte die Bundesregierung auf, die räumliche Steuerung des Ausbaus der Windenergie im Bauplanungsrecht zu belassen anstatt sie den Netzbetreibern zu übertragen:

"Anstatt den Verteilnetzbetreibern beim Netzanschluss unter die Arme zu greifen, lässt die Bundesregierung diese mit dem Problem angehäufter Netzanschlussbegehren allein und überlässt ihnen die Entscheidung, wie sie beim Netzanschluss priorisieren. Dadurch sind Konflikte, Bürokratie und weitere Verzögerungen vorprogrammiert, anstatt gemeinsam die beste Lösung zu finden. Mit dem Netzpaket droht in Summe die Planungs- und Investitionssicherheit verloren zu gehen. Die Folge wäre ein Ausbaustillstand in den betroffenen Regionen."

Nach Ansicht des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE) gefährdet das von Katherina Reiches Ministerium vorgelegte "Netzpaket" in seiner jetzigen Form die Energiewende:

"Wer den Einspeise- und Anschlussvorrang einschränken will, greift die Grundsystematik des EEG an und gefährdet die Planungs- und Investitionssicherheit. Indem die Verteilnetzbetreiber jeweils eigene Prozesse für die Ausgestaltung der Priorisierung von Netzanschlüssen vornehmen sollen, wird gleichzeitig eine neue Bürokratiewelle ausgelöst. Ohne bundeseinheitliche Vorgaben drohen bis zu 866 unterschiedliche Verfahren, was Transparenz, Planbarkeit und Investitionssicherheit erheblich beeinträchtigen wird."

(siehe auch Hintergrund)

 

Links (intern)

 

 


HINTERGRUND

Die hohen Redispatch-Kosten müssten nicht sein

Was Reiche bei der Ausbremsung des Erneuerbaren-Zubaues völlig ausblendet

Grundsätzlich sollte man bei dem jetzt vorgelegten und zu Recht kritisierten Netzpaket bedenken, dass es auch eine andere und weit effizientere Möglichkeit zur Senkung der Milliardenkosten für das "Netzengpassmanagement" gäbe. Die Monopolkommission hat auf diese Alternative schon 2011 aufmerksam gemacht, indem sie es für falsch hielt, die durch den Strommarkt-Handel entstandenen Netzengpässe durch den Bau von "Stromautobahnen" beseitigen zu wollen. Stattdessen empfahl sie die Einführung von mindestens zwei Stromhandels-Zonen innerhalb Deutschlands, um das Problem an seiner ökonomischen Wurzel zu packen (110907).

Denn es ist keineswegs ein stark gewachsener Stromverbrauch, der die Netzengpässe verursacht. Der deutsche Stromverbrauch ist in den 35 Jahren seit der Wiedereinigung sogar ein bisschen gesunken. Auch die weitgehende Ersetzung der fossilen und nuklearen Kraftwerke durch erneuerbare Stromquellen mit der dadurch einhergehenden Verlagerung der Netzeinspeisung innerhalb Deutschlands spielt nur bedingt eine Rolle.

Der Hauptgrund für die immer häufiger auftretenden Netzengpässe war vielmehr die enorme Zunahme des Stromhandels, dessen Volumen ab 2019 sogar das des gesamten deutschen Bruttostromverbrauchs überstieg – und zwar in Verbindung mit dem Festhalten an einer einheitlichen Stromhandelszone der Strombörse EEX, die neben Deutschland und Luxemburg bis 2018 auch noch Österreich umfasste. Eine solche Börsen-Stromhandelszone konnte indessen nur funktionieren, wenn es in ihr praktisch keine Netzengpässe gab. Und das war anfangs tatsächlich auch der Fall, da Deutschland, Luxemburg und Österreich aus historischen Gründen schon lange vor der Liberalisierung des Strommarktes stromtechnisch gut vernetzt waren. Ähnlich gut waren die Verbindungen mit der Schweiz, die aber mit dem "Swiss Electricity Index" (Swep) frühzeitig ihren eigenen Weg zu einer Strombörse einschlug (980312). Als sie dann ab 2006 doch die Dienste der EEX bzw. der Epex Spot in Anspruch nahm, geschah das mit einer eigenen Stromhandelszone, wobei der Preis-Indikator "Swep" vom "Swissix" abgelöst wurde (060608).

Als sich mit der Zunahme des Stromhandels innerhalb der deutsch-österreichischen Stromhandelszone die Netzengpässe häuften, führte dies zu "Ringflüssen" über die Netze der Nachbarländer. Zum Beispiel floss dann in Norddeutschland erzeugter Strom, der für Abnehmer in Bayern oder Österreich bestimmt war, nicht auf dem kürzesten Weg vom Erzeuger zum Verbraucher, sondern über die Netze von Polen und Tschechien und beeinträchtigte so deren Übertragungskapazität. Das sorgte für soviel Ärger, dass Deutschland und Österreich unter dem Druck der EU-Regulierungsbehörde ihre gemeinsame Stromhandelszone auflösen mussten (181003).

Als Nebeneffekt dieser erzwungenen Auflösung stiegen in Deutschland die Kosten für das Netzengpassmanagement zwei Jahre lang nicht weiter, sondern gingen leicht zurück. In den folgenden zwei Jahren explodierten sie dann aber auf das Dreifache, wozu neben der Häufung von Netzengpässen auch gestiegene Brennstoffkosten für die Redispatch-Kraftwerke beitrugen (250203). Damit konnten sich Kritiker bestätigt fühlen, die von vornherein gefordert hatten, die Auftrennung der deutsch-österreichischen Strompreiszone nicht entlang der Staatsgrenze vorzunehmen, sondern zwischen dem Norden und Süden Deutschlands, etwa in Höhe der Main-Linie. Damit hätte man die wichtigsten Netzengpässe der einen oder der anderen Zone zuweisen und so auf teures Netzengpassmanagement verzichten können. Die Effizienz einer einzigen Aufteilung wäre so sicher größer gewesen. Vermutlich hätte sie aber schon damals nicht ausgereicht, um den 2022 erreichten Kostengipfel von rund 4,2 Milliarden Euro (251202) für das gesamte Netzengpassmanagement auch nur zu halbieren.

So wurden und werden in Deutschland jährlich Miiliarden einem verfehlten Strommarkt-Design geopfert, um per Redispatch die Netzengpässe zu überwinden und weitere Teilungen der ursprünglichen Stromhandelszone zu verhindern. Dieser Redispatch funktioniert so, dass eine Kraftwerksleistung, die der gehandelten Strommenge entspricht, vor dem Engpass vom Netz genommen und gleichzeitig auf der anderen Seite neu erzeugt wird. Der Engpass wird also in Wirklichkeit gar nicht überwunden, sondern dafür gesorgt, dass trotz des Störfaktors das Netz so im Gleichgewicht bleibt, als ob es ihn gar nicht gäbe. Diese rein virtuelle Überwindung von Netzengpässen genügt, um für den Börsenhandel die Fiktion eines engpassfreien Netzes aufrechtzuerhalten, ohne die er nicht funktionieren kann.

Die Aufrechterhaltung des schönen Scheins, dass Deutschland samt Luxemburg eine Art Kupferplatte sei, auf der sich Strom-Kontingente zum einheitlichen Börsenpreis in beliebiger Richtung verschieben lassen, ist allerdings eine sehr kostspielige Angelegenheit. Und diese Kosten tragen nicht die EEX oder die Stromhändler. Sie werden vielmehr über die Netzentgelte auf die Stromverbraucher abgewälzt. Grundsätzlich jedenfalls. Wenn der Staat sie großzügigerweise mit einem Milliardenzuschuss subventioniert, wie das derzeit der Fall ist, ändert das nichts Wesentliches. Dann trifft es die Stromverbraucher als Steuerzahler.

Die amtierende Wirtschaftsministerin blendet diesen grundlegenden Sachverhalt einfach aus, wenn sie nun den Erneuerbaren-Ausbau bremsen will, damit das bisherige Redispatch-Gewurstel weitergehen kann und die damit verbundenen Kosten etwas weniger stark zunehmen, weil weniger Ausfallarbeit für Windkraft- und Solaranlagen bezahlt werden muss. Im Dezember erklärte sie trotzig, dass die Bundesregierung an der ungeteilten Strompreiszone festhalten werde, obwohl die EU-Kommission noch gar nicht über den Vorschlag der ENTSO-E entschieden hat, eine Aufteilung in fünf Zonen vorzunehmen. Damit wies sie zugleich die Empfehlung zurück, die ihr eine Woche zuvor die Unabhängige Expertenkommission zur Energiewende mit dem Monitoringbericht 2025 übergeben hatte: "Eine Aufteilung der deutschen Strompreiszone ist eine sinnvolle Option, um effizientere lokale Preissignale zu liefern, die sowohl den Kraftwerksbetrieb als auch langfristige Investitionsentscheidungen systemdienlicher ausrichten würden." Auch die Monopolkommission hatte in ihrem Sektorgutachten Energie, das sie Anfang November vorlegte, erneut eine marktgerechtere Gestaltung der Strompreiszonen gefordert.