Format: Kommentar
Date: 2. April 2026

Warum die Einführung eines Redispatch-Vorbehalts für Erneuerbare kein Beitrag für eine effizientere Energiewende ist

Die vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) vorgeschlagene Einführung eines Redispatch-Vorbehalts für sogenannte Engpassgebiete birgt das Risiko, dass Investitionen in Erneuerbare Energien sich großflächig nicht mehr finanzieren lassen. Für langfristig günstige Strompreise und ein resilientes Energiesystem muss sich der Netzausbau am Tempo der Erneuerbaren orientieren – nicht umgekehrt.

{{- authors.title|default('Authors') -}}: Mareike Herrndorff
Projektmanagerin Strom

Mit der EEG-Reform und dem sogenannten Netzpaket plant die Bundesregierung bis zum Sommer entscheidende Weichenstellungen für die Energiewende auf den Weg zu bringen. Im Fokus der Diskussion steht die Frage, wie der Ausbau von Erneuerbaren Energien und Stromnetzen synchronisiert werden kann. Der als Teil des Netzpakets bekannt gewordene Gesetzesvorschlag zum sogenannten Redispatch-Vorbehalt sieht vor, in neu definierten „Netzengpassgebieten“ den Anschlussvorrang für neue Wind- und Solaranlagen aufzuheben und den Entschädigungsanspruch von Betreibern für die Fälle, in denen ihre Anlagen abgeregelt werden, für bis zu 10 Jahre auszusetzen.

Diese Neuregelung riskiert, einen entscheidenden Pfeiler für die kostengünstige Finanzierung von Erneuerbaren-Projekten auszuhöhlen, nämlich die (finanzielle) Abnahmegarantie für den erzeugten Strom. Das gilt insbesondere dann, wenn die Engpassdefinition auf größere Netzgebiete zutrifft – und am Ende weit über die eigentlichen Hotspots hinaus zur Anwendung kommt. Dazu hat weder das Ministerium noch die Bundesnetzagentur bislang Zahlen veröffentlicht.

Zur Einordnung: Wie viel Stromerzeugung abgeregelt wird und warum

In der Debatte um abgeregelten Strom entsteht mitunter der Eindruck, dass erhebliche Anteile des Stroms aus Erneuerbaren Energien nicht genutzt werden könnten. Daher lohnt es sich, zunächst einen Blick auf die Gesamtentwicklung zu werfen. Die Zahlen zeigen ein differenziertes Bild.

Der weit überwiegende Teil des aus Erneuerbaren Energien produzierten Stroms in Deutschland gelangt verlässlich zu den Verbrauchern. Der entsprechende Wert liegt seit mehreren Jahren relativ stabil bei 96 bis 97 Prozent. Das heißt im Umkehrschluss: 3 bis 4 Prozent der möglichen Stromerzeugungsmenge werden aufgrund von Engpässen abgeregelt. Die Betreiber der abgeregelten Anlagen erhalten eine Entschädigung für die Verluste, die ihnen durch die entgangene Einspeisung entstehen.

Während die Engpässe in der Vergangenheit überwiegend im Übertragungsnetz dominierten, treten sie inzwischen zunehmend im Verteilnetz auf. 2025 hatte etwa jede dritte abgeregelte Kilowattstunde ihre Ursache im Verteilnetz, 2024 war es noch etwa jede vierte Kilowattstunde. Grund für die Verschiebung ist, dass der Netzausbau im Übertragungsnetz in den vergangenen Jahren deutlich beschleunigt wurde, während der Ausbau der regionalen und lokalen Verteilnetze, an die Gewerbe- und Haushaltskunden, aber auch die meisten Erneuerbaren-Anlagen angeschlossen sind, nicht Schritt halten konnte. Vor allem Solaranlagen sind hiervon in steigendem Maße betroffen.

Engpassmanagement und Redispatch gehören zu einem effizienten Netzbetrieb dazu. In der Netzplanung ist es seit Jahren anerkannte Praxis, die Abregelung von bis zu drei Prozent der jährlichen Stromerzeugung aus erneuerbaren Anlagen vorzusehen. Hintergrund ist die Abwägung zwischen den Kosten für Netzausbau und Engpassmanagement: Ein Netzausbau „bis zur letzten Kilowattstunde“ wäre oft teurer als die gelegentliche Abregelung. Auch die Übertragungsnetzbetreiber haben sich im Netzentwicklungsplan 2025 zuletzt dafür ausgesprochen, stärker auf Engpassmanagement zu setzen.

Der Kostenanteil für Engpassmanagement und Redispatch ist mit etwa 10 Prozent an den Netzkosten moderat. Im Jahr 2025 beliefen sich die Gesamtkosten auf 3,1 Milliarden Euro. Ein kleiner Anteil entfällt auf Entschädigungszahlungen an Betreiber von Erneuerbaren- Anlagen, wenn diese abgeregelt werden. Der überwiegende Kostenanteil entfällt auf die Bereitstellung von kurzfristig verfügbaren Kraftwerkskapazitäten und deren Einsatz, um die durch Abregelung entstehende Erzeugungslücke auszugleichen. Insgesamt waren die Engpassmanagementkosten in den letzten drei Jahren stabil.

Vorgeschlagene Definition von Netzengpässen ist hoch problematisch

Bisher ist völlig unklar, wie weitreichend die Pläne des Bundeswirtschaftsministeriums tatsächlich sind. Daher hat Agora Energiewende das Beratungsunternehmen Consentec beauftragt, die Auswirkungen der im aktuellen Gesetzentwurf vorgeschlagenen Definition von Netzengpassgebieten anhand von drei ausgewählten regionalen Verteilnetzen – Schleswig-Holstein Netz, Bayernwerk Netz und WEMAG Netz – zu analysieren. Basis für die Analyse sind Daten des Jahres 2025 und von den Unternehmen veröffentlichte Netzausbaupläne. Die wesentlichen Erkenntnisse lassen sich wie folgt zusammenfassen:

Wenn ein Netzgebiet bereits ab einer Abregelungsquote von drei Prozent als Engpassgebiet eingestuft wird, sind weite Teile des Netzes betroffen. Bei Schleswig-Holstein Netz wäre auf Basis der Daten für 2025 jede vierte Gemeinde ein Engpassgebiet, bei Bayernwerk Netz jede dritte; bei WEMAG Netz wären hingegen nur drei Gemeinden betroffen. Setzt man die Schwelle höher an – beispielsweise auf 10 Prozent Abregelungsquote – sinkt die Zahl der Engpassgebiete deutlich um etwa 70 bis 80 Prozent. In diesem Fall wäre beispielsweise bei Schleswig-Holstein Netz jede zwanzigste Gemeinde betroffen. Zu berücksichtigen ist bei der Einordnung der Werte, dass 2025 ein außerordentlich windschwaches Jahr war. In einem Normaljahr wäre die Anzahl der Engpassgebiete vermutlich noch deutlich höher ausgefallen.

Instrumente, die ausschließlich bei den Verteilnetzbetreibern ansetzen, greifen zu kurz: Ein erheblicher Teil der Abregelungen im Verteilnetz wird nicht aufgrund von Engpässen im Verteilnetz erforderlich, sondern durch weiterhin bestehende überregionale Engpässe: Bei Schleswig-Holstein Netz lag der Anteil der durch das Übertragungsnetz bedingten Redispatch-Maßnahmen 2025 bei rund 25 Prozent, bei Bayernwerk Netz bei knapp der Hälfte und bei WEMAG Netz bei etwa 40 Prozent. Abregelungen im Verteilnetz können folglich nur reduziert werden, wenn auch Ursachen in den darüberliegenden Netzabschnitten behoben werden.

Engpässe sind ein strukturelles Übergangsphänomen und müssen über einen längeren Zeitraum aktiv gemanagt werden. Bestehende Netzengpässe werden durch den laufenden und geplanten Netzausbau schrittweise reduziert. Während einzelne Engpässe in den nächsten zwei bis drei Jahren beseitigt werden, wird der Großteil der aktuellen Engpässe laut aktueller Netzausbauplanung jedoch erst bis Mitte der 2030er Jahre vollumfänglich behoben sein. Gleichzeitig sind sie nicht statisch. Baumaßnahmen im Netz verändern Schaltzustände und Stromflüsse, wodurch sich Engpassgebiete von Jahr zu Jahr räumlich verschieben können – insbesondere in Phasen mit intensivem Netzausbau. Instrumente müssen diese Dynamik berücksichtigen, indem sie Engpassgebiete nicht zu eng fassen und sicherstellen, dass deren Ausweisung durch die Netzbetreiber zumindest für die Bundesnetzagentur als Regulierungsbehörde nachvollziehbar bleibt.

Engpassgebiete sollten technologiespezifisch bewertet werden, zum Beispiel als „winddominiertes“ oder „solardominiertes“ Engpassgebiet. In vielen Regionen wurde in der Vergangenheit eine Technologie besonders stark ausgebaut, und ist daher auch zum Großteil von Abregelungen betroffen – sei es die Windenergie im Norden, oder die Solarenergie im Süden Deutschlands. Häufig sind die beiden Technologien in ihren Einspeiseprofilen komplementär, infolgedessen verursacht der Zubau der jeweils anderen Technologie nur geringe zusätzliche Abregelungsbedarfe und sollte daher in einem solchen Gebiet nicht eingeschränkt werden.

Bisher fehlt es an Transparenz darüber, wo genau Netzengpässe bestehen, was sie verursacht und wie der Netzausbau sie beheben kann. Das erschwert die Bewertung neuer Instrumente und erhöht die Risiken für Investoren. Selbst bei erheblichem Ressourceneinsatz sind detaillierte deutschlandweite Auswertungen für Außenstehende aktuell nicht möglich. Zwar veröffentlichen Netzbetreiber entsprechend ihren Transparenzpflichten Informationen zu Redispatch-Maßnahmen und Ausbauvorhaben; allerdings sind beispielsweise die Netzausbaumaßnahmen nicht ausreichend regional aufgeschlüsselt. Mit den bereitgestellten Daten lassen sich immerhin Abschätzungen zu den bestehenden Engpässen treffen. Neu auftretende Engpässe lassen sich von außen gar nicht analysieren, da Informationen wie beispielsweise die Netzauslastung bestimmter Betriebsmittel nur den Netzbetreibern vorliegen. Nur wenn diese Daten einheitlich und transparent vorliegen, können Wissenschaft, die Bundesnetzagentur oder Projektentwickler von Erneuerbaren-Anlagen nachvollziehen, wo heute und künftig Engpässe entstehen. Gleichzeitig müssen Engpassgebiete frühzeitig angekündigt und ihr Wegfall klar kommuniziert werden. Denn Anlagenbetreiber haben nie denselben Informationsstand wie Netzbetreiber. Ohne diese Transparenz fehlt die notwendige Planungssicherheit für Investoren, da sie Jahr für Jahr damit rechnen müssen, dass Engpassgebiete ausgeweitet werden.

Alternative Instrumente zur Reduktion von Engpassmanagementbedarf

Der Redispatch-Vorbehalt des BMWE sieht vor, dass in Gebieten, in denen Netzbetreiber einen Netzengpass ausweisen, neue Anlagen nur angeschlossen werden, wenn Betreiber für 10 Jahre auf Entschädigungszahlungen bei Abregelung verzichten würden. Das hätte Folgen: Der Ausbau Erneuerbarer Energien würde in diesen Gebieten deutlich unattraktiver, Auch aus Systemkostensicht ist das Konzept des Redispatch-Vorbehalts nicht überzeugend: Zwar könnten kurzfristig die Kosten für das Engpassmanagement sinken. Gleichzeitig stiegen aber die Finanzierungskosten für neue Projekte, weil der Investitionsrahmen unsicherer wird. Hinzu kommt, dass Projekte an weniger ertragreichen Standorten entstünden, weil der Netzanschluss dort einfacher zu erlangen ist. Das erhöhte wiederum die Zuschussbedarfe aus dem Bundeshaushalt.

Neben dem Vorschlag des BMWE zum Redispatch-Vorbehalt wurden weitere Vorschläge zur Berücksichtigung von Netzengpässen beim Anschluss von Erneuerbaren-Anlagen veröffentlicht. Die meist diskutierten werden im Folgenden kurz skizziert:

Der Vorschlag für eine Netzoptimierte Ausschreibung, der im Auftrag des Bundesumweltamts erarbeitet wurde, setzt zielgenauer an. Diese Ausschreibungen setzen auf einem bestehenden Marktmechanismus auf und erhöhen das Einnahmerisiko für Investoren nicht: Im Gegensatz zu einem späteren Eingriff beim Netzanschluss oder einem pauschalen de facto Ausschluss von Projekten in Engpassgebieten setzt dieses Instrument [1] im Ausschreibungsverfahren an. Konkret sieht es vor, dass Projekte in Regionen mit hoher Netzauslastung im Rahmen der Ausschreibung mit einem Malus belegt werden und dadurch in der Reihung der Gebote weiter unten platziert werden. Sollten die Gebote jedoch wegen besonders guter Standortbedingungen für Erneuerbare sehr niedrig sein, können sie im Sinne einer Systemoptimierung dennoch zum Zuge kommen, auch wenn das temporär etwas höhere Abregelungen bedeuten würde.
Regional differenzierte Baukostenzuschüsse, wie sie die Bundesnetzagentur vorgeschlagen hat, beteiligen Investoren an den Netzanschlusskosten, je nach Auslastung des entsprechenden Netzabschnitts. Projekte in engpassbehafteten Regionen müssen einen (höheren) Baukostenzuschuss tragen, der beim Netzanschluss einmalig zu entrichten ist. Wenn die Mehrkosten transparent kommuniziert werden und angemessen ausfallen, können sie ein hilfreiches Steuerungsinstrument sein, das die Planungs- und Investitionssicherheit für Projektentwickler bewahrt. Allerdings würden sie die Attraktivität von marktbasierten Investitionen verringern.

Das sogenannte Optionenmodell adressiert gezielt die Übergangsphase bestehender Netzengpässe und verbindet den Ausbau von Wind- und PV-Anlagen mit klaren Anreizen für eine netzdienliche Auslegung. Konkret sieht der Vorschlag von BET Consulting [2] vor, dass in Netzengpassgebieten mehrere Handlungsoptionen bestehen. Anlagenbetreiber können über sogenannte Flexible Connection Agreements (FCA) einen Netzzugang erhalten, akzeptieren dafür jedoch bis zu einer definierten Obergrenze entschädigungsfreie Abregelungen. Alternativ kann der Netzanschluss auf den Zeitpunkt nach erfolgtem Netzausbau verschoben werden – bei klar definierter Frist. Im Gegenzug sind Netzbetreiber verpflichtet, Engpässe zu adressieren. Kommt keine Einigung zustande, erfolgt der Anschluss zwar wie beantragt, allerdings tragen sowohl Anlagen- als auch Netzbetreiber jeweils einen Teil der Redispatchkosten. Der Vorschlag stärkt die Anreize für Netzbetreiber, zu einem Verhandlungsergebnis beim Netzanschluss zu kommen und hilft, Netzausbau zu beschleunigen.

Der Überblick über die Instrumente zeigt: Es gibt Möglichkeiten, Signale zur räumlichen Steuerung des Erneuerbaren-Ausbaus in das Ausschreibungs- bzw. Netzzugangsregime zu integrieren, ohne die Ausbauziele zu gefährden. Unabhängig von der Wirkung einzelner Instrumente gilt: Entscheidend für eine wirksame Ausgestaltung ist eine belastbare Definition von Engpassgebieten, die Berücksichtigung der Wechselwirkungen zwischen Verteil- und Übertragungsnetz – und ein besseres Verständnis von Ursachen, Auswirkungen und der zeitlichen Entwicklung. Nicht zuletzt aufgrund eines Mangels an öffentlich verfügbaren Daten liegen hierzu bisher keine umfassenden Analysen vor.

Die vorgenommene Kurzanalyse macht deutlich: Um wirkliche Hotspots mit besonders ausgeprägten Netzengpässen zu identifizieren, ohne den Netzzugang für Erneuerbare großflächig zu untergraben, ist eine deutlich höhere Schwelle als die vorgeschlagenen 3 Prozent erforderlich. Für eine unabhängige Bewertung des Netzzustands und der Auswirkungen auf zukünftige Kapazitätslimitierungen muss die Bundesnetzagentur Netzbetreiber verpflichten, detaillierte, auswertbare Daten zum Netzzustand sowie zu den Auswirkungen der Netzausbauplanung zu veröffentlichen. Dabei ist die Definition entscheidend: Wenn nicht nur einzelne Hotspots, sondern große Teile des Stromnetzes als Engpassgebiet eingestuft werden, besteht die Gefahr, den Erneuerbaren-Ausbau erheblich zu verzögern oder zu verteuern – schlimmstenfalls sogar beides.

Die Frage, wie der Ausbau der Erneuerbaren angepasst werden kann, um das Netz zu entlasten, geht am eigentlichen Ziel vorbei. Zur Beseitigung struktureller Engpässe braucht es einen beschleunigten Netzausbau sowie einen digitalisierten und effizienten Netzbetrieb. Das Tempo ist dabei entscheidend: Je schneller Deutschland hier vorankommt, desto eher gelingt ein sicheres, preisstabiles und resilientes Energiesystem für alle. Wie wichtig das ist, haben der Krieg im Nahen Osten und die daraus resultierenden Turbulenzen an den internationalen Märkten für Öl und Gas erneut gezeigt.

Hintergrund zur Analysemethodik

Consentec hat im Auftrag von Agora Energiewende am Beispiel von drei Netzgebieten (jeweils auf der Hochspannungsebene) Folgendes untersucht:

wie hoch 2025 der Anteil der Engpassgebiete je Definition bei Aufgriffsschwellen von 3 bzw. 10 Prozent war – dabei beschreibt die Aufgriffschwelle den prozentualen Anteil der abgeregelten EE-Menge an der potenziell erzeugbaren Strommenge, ab dem ein Gebiet als Engpassgebiet eingestuft wird;
zu welchen Anteilen die Ursache des Engpassmanagements im Übertragungs- oder Verteilnetz lag;
welche Erneuerbaren dominierend von der Abregelung betroffen sind und inwieweit sich Wind- und Solareinspeisung ergänzen;
ob und wann der bereits geplante Netzausbau dazu beiträgt, dass Engpassgebiete behoben werden.

Untersucht wurden dabei die Netzgebiete von Bayernwerk Netz, Schleswig-Holstein Netz und WEMAG Netz (jeweils die Hochspannungsebene). Bayern und Schleswig-Holstein stehen dabei exemplarisch für Verteilnetze mit einem starken Ausbau von Erneuerbaren Energien. Während in Bayern vor allem Photovoltaik zugelegt hat, prägt in Schleswig-Holstein der Ausbau der Windkraft das Netz. Beide Bundesländer gehörten 2024 zu den Top 4 Regionen, in denen am meisten Strom abgeregelt wurde. Demgegenüber steht die WEMAG Netz, die vor allem in Mecklenburg-Vorpommern vertreten ist. Hier wurde wenig Strom abgeregelt. Als ländlich geprägter Verteilnetzbetreiber ist aber auch die WEMAG Netz mit einem starken Erneuerbaren-Zubau konfrontiert.

Bei der Einordnung der Ergebnisse ist zudem wichtig: Das Jahr 2025 war durch ein außergewöhnlich schwaches Windaufkommen und gleichzeitig überdurchschnittlich hohe Solarerträge gekennzeichnet. Windstärkere Jahre könnten demnach zu deutlich mehr Engpassgebieten bei Schleswig-Holstein Netz führen als in 2025.