Voranschreitender Ausbau der lastfernen Erneuerbare-Energien-Anlagen bei gleichzeitigen Verzögerungen im Netzausbau führen zu Netzbelastungen. Daher ist es nicht immer möglich, den Strom von den Erzeugungsanlagen direkt zu den Verbrauchern zu transportieren. Aus diesem Grund ist ein erheblicher Ausbau der Stromversorgungsnetze in Arbeit. Bis zu einem ausreichenden Ausbau ist es jedoch phasenweise erforderlich, die Erzeugung des Stroms geographisch umzuverteilen. Bspw. wird dann die Einspeisung einer Erzeugungsanlage vor dem Engpass reduziert und hinter dem Engpass einer anderen Anlage erhöht. Dies geschieht durch das Netzengpassmanagement. 

Maßnahmenvolumen für Netzengpassmanagement ist im Vergleich zum Vorjahr angestiegen. Kosten für Netzengpassmanagement sind hingegen gesunken.

Das gesamte Maßnahmenvolumen für Netzengpassmanagement (Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading) lag im Jahr 2023 bei rund 34.294 GWh und ist im Vergleich zum Vorjahr um 4,6 Prozent gestiegen (2022: 32.772 GWh). Die vorläufigen Gesamtkosten betrugen rund 3,1 Mrd. Euro und sind, trotz gestiegener Mengen, im Vergleich zum Vorjahr um rund 24 Prozent (rund 1,1 Mrd. Euro) geringer.

Die im Redispatch angepassten Einspeisungen der am Markt befindlichen Kraftwerke betrugen im Jahr 2023 rund 27.133 GWh (2022: 24.225 GWh). Davon entfielen 10.478 GWh auf Redispatch mit erneuerbaren Energien (2022: 8.071 GWh). Obwohl rund 42 Prozent dieser Menge EE-Anlagen betrafen, die im Verteilernetz angeschlossen sind, lag der verursachende Netzengpass zu rund 80 Prozent im Übertragungsnetz. Rund 20 Prozent der Redispatchmenge mit erneuerbaren Energien wurde aufgrund von Engpässen im Verteilnetz veranlasst.

Mit 5.729 GWh bzw. 3.980 GWh waren Offshore- und Onshore-Windenergieanlagen die am meisten abgeregelten Energieträger. Zum Ausgleich der Reduzierungen im Redispatch wurden hingegen Steinkohle- und Gaskraftwerke mit 5.460 GWh bzw. 3.224 GWh am häufigsten erhöht. 

Trotz mehr Abregelung von Windenergieanlagen konnten 96 Prozent der erneuerbaren Erzeugung zu den Letztverbrauchern transportiert werden

Im Vergleich zum Vorjahr ist die Abregelung von Offshore- und Onshore-Windenergieanlagen um 38 bzw. 25 Prozent angestiegen. Ursächlich für den Anstieg der Abregelungen von Onshore-Windenergieanlagen ist die gestiegene Einspeisung im Jahr 2023, die 18 Prozent über dem Wert des Vorjahres lag. Neben dem Ausbau (+2,3 GW gestiegene installierte Leistung) trug insbesondere ein im Vergleich zum Vorjahr höheres Windaufkommen hierzu bei. 

Der Anstieg der Abregelungen von Wind-Offshore-Anlagen ist hauptsächlich darauf zurückzuführen, dass diese Anlagen aufgrund ihrer geographischen Lage der Netzanschlusspunkte eine hohe und direkte engpassentlastende Wirksamkeit haben. Durch den Zubau von Offshore-Windenergie steht zudem zusätzliches Redispatch-Potenzial zur Verfügung, welches in den optimierten Prozess (Redispatch 2.0) einfließt. Auch die Einhaltung der Mindesthandelskapazitäten an der Grenze zu Dänemark und das höhere Windaufkommen im Vergleich zum Vorjahr trugen zu den vermehrten Abregelungen der Anlagen bei.

Ungeachtet der gestiegenen Abregelungen der erneuerbaren Erzeugung blieb im Verhältnis zur Gesamtstromerzeugung aus erneuerbaren Energien der wegen strom- und spannungsbedingten Engpässen abgeregelte Anteil auch im Jahr 2023 bei ca. vier Prozent. Es konnten somit 96 Prozent der erneuerbaren Erzeugung transportiert und von den Letztverbrauchern genutzt werden. 

Die Netzreservekraftwerke wurden im Jahr 2023 mit rund 1.149 GWh zur Engpassentlastung eingesetzt (2022: 3.238 GWh). Der Rückgang der Netzreserveeinsätze ist auf das in Kraft getretene Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz zurückzuführen. Um kurzfristig Erdgas in der Stromerzeugung einzusparen, konnten insbesondere mit Kohle befeuerte Kraftwerke von der Möglichkeit Gebrauch machen, mit ihren Anlagen aus der Netzreserve, befristet bis 2024, an den Strommarkt zurückzukehren.

Die Menge der Countertrading-Maßnahmen betrug im Jahr 2023 rund 6.016 GWh und hat sich im Vergleich zum Vorjahr um 13 Prozent erhöht (2022: 5.309 GWh). Ursächlich für diese Entwicklung ist zum einen die Erhöhung der Mindesthandelskapazität zwischen Deutschland und Dänemark. Zum anderen ist der Anstieg auf geringere, physikalische Übertragungskapazitäten zurückzuführen. Grund dafür waren vorübergehende Einschränkungen kritischer Netzelemente, die mit den Netzausbauarbeiten einhergingen. Des Weiteren erfolgte eine grundlegende Anpassung des bilateralen Countertradeprozesses, die sich auf die Dimensionierung des Countertradevolumens ausgewirkt hat.

Rückgang der Kosten ist hauptsächlich auf die gesunkenen Brennstoff- und Großhandelspreise zurückzuführen.

Die vorläufigen Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement im Jahr 2023 betrugen rund 3,1 Mrd. Euro (2022: 4,2 Mrd. Euro) und sind somit deutlich gesunken. Sie setzen sich wie folgt zusammen:

Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Anlagen beliefen sich im Jahr 2023 auf rund 1,8 Mrd. Euro (2022: 2,5 Mrd. Euro). Ursächlich für diesen Rückgang waren die gesunkenen Brennstoff- und Großhandelspreise im Vergleich zum Vorjahr.
Die Kosten der Reduzierungen von erneuerbaren Energien betrugen rund 0,6 Mrd. Euro und sind damit deutlich gestiegen (2022: 0,2 Mrd. Euro). Auch diese Entwicklung ist auf die gesunkenen Großhandelspreise zurückzuführen. Beim negativen Redispatch gegenüber direktvermarkteten EE-Anlagen entgeht den Anlagenbetreibern mit der Umstellung vom Einspeisemanagement auf das Redispatch 2.0 aufgrund des bilanziellen Ausgleichs durch den Netzbetreiber im Wesentlichen nur noch die Förderung nach dem EEG in Form der sogenannten „Marktprämie“. Die Marktprämie ist die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert, welcher den primären Fördersatz für Erneuerbare Energien darstellt, und dem monatlichen Durchschnittspreis für Strom an der Börse. Der Anstieg der Marktprämie und somit auch der finanzielle Ausgleich an die Anlagenbetreiber ist somit auf den Rückgang der Großhandelspreise zurückzuführen.
Die vorläufigen vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten für die Netzreserve im Jahr 2023 beliefen sich auf 0,3 Mrd. Euro (2022: 0,4 Mrd. Euro). Die Einsatzkosten lagen bei rund 0,3 Mrd. Euro (2022: 0,7 Mrd. Euro), sodass die Kosten für die Netzreserve rund 0,6 Mrd. Euro betrugen. Der Rückgang der Kosten verlief proportional zur Entwicklung der gesunkenen Netzreserveeinsätze und der Brennstoffpreise.  
Die Kosten für Countertrading im Jahr 2023 betrugen rund 0,2 Mrd. Euro (2022: 0,4 Mrd. Euro) und sind trotz des mengenmäßigen Anstiegs um 53 Prozent gesunken. Die im Vergleich zum Vorjahr um mehr als die Hälfte gesunkenen Großhandelspreise haben zu dieser Entwicklung maßgeblich beigetragen. Der durchschnittliche Großhandelspreis ist nun wieder auf dem Niveau von 2021.