Der kontinuierliche Ausbau Erneuerbarer Energien in lastfernen Regionen stellt die Stromnetze vor große Herausforderungen, insbesondere da der Netzausbau mit langen Realisierungszeiten verbunden ist. Während im Norden Deutschlands zahlreiche Windkraftanlagen große Mengen Strom einspeisen, konzentrieren sich in den südlichen Bundesländern energieintensive Industrien mit hohem Stromverbrauch. Dies führt zu einem starken Nord-Süd-Stromfluss, der die Kapazitäten der bestehenden Übertragungsnetze teils erheblich überschreitet.
Um Netzüberlastungen zu vermeiden, wird der Stromnetzausbau intensiv vorangetrieben. Bis zur Fertigstellung neuer Leitungen sind jedoch temporäre Maßnahmen erforderlich, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Hierzu zählt das Netzengpassmanagement, bei dem die Stromerzeugung geographisch umverteilt wird: Die Einspeisung von Anlagen vor einem Engpass wird reduziert, während hinter dem Engpass andere Erzeugungsanlagen hochgefahren werden. Dieses gezielte Management hilft, die Netzlast zu optimieren und Versorgungsengpässe zu verhindern.

Im vierten Quartal 2024 stiegen Maßnahmenvolumen und Kosten für Netzengpassmanagement im Vergleich zum Vorjahr nochmal an

Das Maßnahmenvolumen für Netzengpassmanagement (Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading) stieg im vierten Quartal 2024 im Vergleich zum Vorjahresquartal um rund 19 Prozent auf 10.424 GWh (Q4 2023: 8.727 GWh).

Besonders auffällig ist dabei der Anstieg der Redispatch-Maßnahmen mit Offshore-Windkraftanlagen (Q4 2023: 1.504 GWh; Q4 2024: 1.812 GWh) sowie der deutliche Anstieg der Redispatch-Maßnahmen mit Reservekraftwerken (Q4 2023: 291 GWh; Q4 2024: 797 GWh). Während der Anstieg des Redispatches mit Reservekraftwerken auf das Auslaufen des Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes und die damit verbundene Rückkehr der Kraftwerke in die Netzreserve zurückzuführen ist, liegt der Anstieg der Redispatch-Maßnahmen mit Offshore-Windkraftanlagen an einer langanhaltenden Windfront Mitte Dezember 2024, die so hohe Einspeisungen verursachte, dass die Transportkapazität des Netzes überschritten wurde.
Die Kosten im vierten Quartal betrugen rund 928 Mio. Euro und lagen damit fünf Prozent höher als im Vorjahreszeitraum (Q4 2023: 884 Mio. Euro).

Maßnahmenvolumen und Kosten für Netzengpassmanagement für das gesamte Jahr 2024 sind im Vergleich zum Vorjahr gesunken

Das gesamte Maßnahmenvolumen für das Netzengpassmanagement sank aufgrund eines geringeren Redispatchbedarfs im Vergleich zum Vorjahr von 34.297 GWh im Jahr 2023 auf 30.304 GWh im Jahr 2024. Die vorläufigen Gesamtkosten betrugen rund 2.776 Mio. Euro und sind ebenfalls geringer als im Gesamtjahr 2023 (2023: 3.335 Mio. Euro).

96,5 Prozent der erneuerbaren Erzeugung konnten im Jahr 2024 zu den Letztverbrauchern transportiert werden

Die im Redispatch angepassten Einspeisungen der am Markt befindlichen Erzeugungsanlagen betrugen im Jahr 2024 rund 22.777 GWh (2023: 27.068 GWh). 14.454 GWh entfielen auf Einspeisereduktionen, 9.374 GWh wurden durch Redispatch-Maßnahmen mit Erneuerbaren Energien erzielt (2023: 10.479 GWh). Im Vergleich zum Vorjahr ist das Volumen der Redispatch-Maßnahmen mit Erneuerbaren Energien um rund elf Prozent gesunken.

Dieser Rückgang betrifft hauptsächlich die an das Übertragungsnetz angeschlossenen Anlagen (2023: 6.057 GWh; 2024: 4.992 GWh). Die Reduzierung der am Verteilernetz angeschlossenen EE-Anlagen ist im Vergleich zum Vorjahr von 4.422 GWh auf 4.382 GWh nahezu konstant.

Die am häufigsten abgeregelten Erneuerbaren-Energien-Anlagen waren 2024 Offshore- und Onshore-Windkraftanlagen mit 4.562 GWh bzw. 3.384 GWh. Im Vergleich zum Vorjahr sank die Abregelung dieser Anlagen um 20 bzw. 15 Prozent, was vor allem darauf zurückzuführen ist, dass es 2024 insgesamt windärmer war als im Vorjahr – trotz eines windstarken Dezembers. Mit 2.412 GWh wurde in Niedersachsen der größte Anteil an Offshore-Windkraft abgeregelt, gefolgt von Schleswig-Holstein mit 1.773 GWh. Auch bei der Abregelung von Wind-Onshore-Anlagen führen diese beiden Bundesländer: Niedersachsen mit 912 GWh und Schleswig-Holstein mit 806 GWh.
Die Abregelung von Solaranlagen erreichte 1.389 GWh und stieg damit im Vergleich zu 2023 um rund 97 Prozent. Hauptgründe dafür waren der Ausbau der installierten Nettonennleistung sowie außergewöhnlich hohe Sonneneinstrahlung im Sommer 2024. Mit 986 GWh wurde dabei in Bayern mit Abstand am meisten abgeregelt.

Obwohl etwa 47 Prozent der Reduzierungen EE-Anlagen betrafen, die im Verteilernetz angeschlossen sind, lagen die zugrunde liegenden Netzengpässe zu etwa 74 Prozent (2023: 80%) im Übertragungsnetz. Gleichzeitig ist eine Verlagerung der Engpassverursachung hin zu den Verteilernetzen erkennbar: Rund 26 Prozent (2023: 20%) der Redispatch-Menge im Bereich der Erneuerbaren Energien wurden durch Engpässe im Verteilernetz verursacht.

Insgesamt machten die Abregelungen Erneuerbarer Energien 3,5 Prozent der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung aus. Damit konnten 96,5 Prozent der Erneuerbaren Energie ins Netz eingespeist und von den Endverbrauchern genutzt werden.
Zum Ausgleich der Reduzierungen wurden die Einspeisungen der am Markt befindlichen Erzeugungsanlagen um insgesamt 8.322 GWh erhöht, was einem Rückgang von fast 25 Prozent im Vergleich zu 11.021 GWh im Jahr 2023 entspricht. Diese Entwicklung ist auf zwei wesentliche Faktoren zurückzuführen: Zum einen wurden weniger Einspeisungen reduziert, sodass auch ein geringerer Ausgleich erforderlich war. Zum anderen wurden Kraftwerke, die im dritten Quartal 2022 aus der Netzreserve in den Markt überführt wurden, nach dem Auslaufen des Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes im zweiten Quartal 2024 wieder in die Netzreserve aufgenommen.
Im Jahr 2024 wurden die Reservekraftwerke mit 1.788 GWh zur Entlastung von Netzengpässen eingesetzt, was im Vergleich zu 1.214 GWh im gleichen Zeitraum des Vorjahres einen deutlichen Anstieg darstellt.

Insgesamt wurden Erdgas- und Steinkohlekraftwerke mit jeweils 4.151 GWh und 3.792 GWh am häufigsten erhöht. Mit 1.747 GWh erfolgte der meiste positive Redispatch mit Erdgasanlagen in Nordrhein-Westfalen, gefolgt von Niedersachsen mit 1.130 GWh. Bei Steinkohlekraftwerken wurde die Einspeisung am meisten in Baden-Württemberg mit 1.787 GWh erhöht, auf dem zweiten Platz liegt Nordrhein-Westfalen mit 1.151 GWh.

Die Menge der Countertrading-Maßnahmen betrug im Jahr 2024 rund 5.739 GWh und ist im Vergleich zum Vorjahr um fünf Prozent zurückgegangen (2023: 6.016 GWh). Der Rückgang des Countertrade-Bedarfs ist unter anderem auf den voranschreitenden Netzausbau zurückzuführen.

Der deutliche Rückgang der Kosten des Netzengpassmanagements ist auf den mengenmäßigen Effekt sowie auf gesunkene Brennstoff- und Großhandelspreise zurückzuführen

Die vorläufigen Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement im Jahr 2024 betrugen rund 2.776 Mio. Euro (2023: 3.335 Mio. Euro) und sind somit um 17 Prozent gesunken. Die Kosten für das Netzengpassmanagement setzen sich wie folgt zusammen:

^{* Die vorläufigen vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten der Reservekraftwerke umfassen ab 2023 neben den Kosten der Netzreserve auch die Abrufkosten der Kapazitätsreserve sowie die Vorhalte- und Abrufkosten für Besondere netztechnische Betriebsmittel (bnBm)}

Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Anlagen beliefen sich im Jahr 2024 auf 1.125 Mio. Euro und sind im Vergleich zum Vorjahr deutlich gesunken (2023: 1.882 Mio. Euro). Diese Entwicklung ist zum einen auf die gesunkenen Brennstoffpreise und zum anderen darauf zurückzuführen, dass das Volumen der Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Anlagen im Vergleich zum Jahr 2023 deutlich zurückgegangen ist.

Der finanzielle Ausgleich an die Anlagenbetreiber von abgeregelten Erneuerbaren Energien betrug rund 554 Mio. Euro und ist trotz des mengenmäßigen Rückgangs (- 10%) nur gut vier Prozent unterhalb des Vorjahres (2023: 580 Mio. Euro). Dies ist auf den Effekt der gesunkenen Großhandelspreise zurückzuführen. Bei der Reduzierung der Einspeisung von direktvermarkteten EE-Anlagen entgeht den Anlagenbetreibern 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.

Die Reduzierung von Erneuerbare-Energien-Anlagen kostet rund 200 Euro pro MWh (2023: 216 Euro pro MWh) und ist damit teurer als der Redispatch mit konventionellen Anlagen und liegt bei etwa 142 Euro pro MWh (2023: 129 Euro pro MWh). Dabei ist zu berücksichtigen, dass neben den finanziellen Ausgleichszahlungen an die Betreiber von EE-Anlagen zusätzliche Kosten für den Ausgleich der abgeregelten Mengen entstehen – etwa durch Kompensationszahlungen an die Bilanzkreisverantwortlichen, Börsengeschäfte oder das Hochfahren von konventionellen Markt- oder Netzreservekraftwerken. Diese sind in den Werten pro MWh mitberücksichtigt.

Die Kosten der Reservekraftwerke umfassen ab dem Jahr 2023 neben den Vorhalte- und Abrufkosten der Netzreserve auch die Abrufkosten der Kapazitätsreserve sowie die Vorhalte- und Abrufkosten für besondere netztechnische Betriebsmittel (bnBm). Die vorläufigen vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten beliefen sich im Jahr 2024 auf 685 Mio. Euro (2023: 353 Mio. Euro). Die Einsatzkosten lagen bei rund 343 Mio. Euro (2023: 343 Mio. Euro), sodass die Gesamtkosten 2024 etwa 1.028 Mio. Euro betrugen.
Der Kostenanstieg ist vor allem auf die Zunahme der Reserveeinsätze sowie das Auslaufen des Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes zurückzuführen, was sich insbesondere in den höheren vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten der Netzreserve widerspiegelt. Obwohl die Menge des Redispatches mit Reservekraftwerken um 47 % angestiegen ist, sind die Abrufkosten nahezu konstant geblieben. Dies ist darauf zurückzuführen, dass der preissenkende Effekt der gesunkenen Brennstoffkosten den preissteigenden mengenmäßigen Effekt ausgleicht.

Die Kosten für Countertrading betrugen im Jahr 2024 rund 69 Mio. Euro und sind um 61 Prozent gesunken (2023: 177 Mio. Euro). Dieser Rückgang ist zu einem geringen Teil auf den mengenmäßigen Rückgang und hauptsächlich auf die im Vergleich zum Vorjahr gesunkenen Großhandelspreise zurückzuführen.

Die monatlich aktualisierten Kosten und Mengen des Netzengpassmanagements sind hier abrufbar.