Warum der geplante Redispatch-Vorbehalt für Erneuerbare die Energiewende ausbremst

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

Mit der Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 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 Vorrang für den Anschluss neuer Wind- und Solaranlagen aufzuheben. Zudem ist geplant, den Entschädigungsanspruch von Betreibern im Falle von Abregelungen – also wenn Wind- und Solaranlagen aufgrund fehlender Netzkapazitäten kurzzeitig vom Netz genommen („abgeregelt“) werden müssen – 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 so weit gefasst wird, dass sie auf große Teile des Stromnetzes zutrifft – und am Ende weit über die eigentlichen Hotspots hinaus zur Anwendung kommt. Dazu haben weder das Ministerium noch die Bundesnetzagentur bislang belastbare 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 davon betroffen und müssen häufiger abgeregelt werden.  

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.

Die vorgeschlagene Definition von Netzengpässen ist hoch problematisch

Bisher ist völlig unklar, wie sich die Pläne des Bundeswirtschaftsministeriums tatsächlich auf den Ausbau von Erneuerbaren und Netzen auswirken werden. 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 Prozent¹ 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.

¹ Abregelung von mindestens 3% des Jahresenergieertrags ohne Abregelung im Gemeindegebiet. Ursache im Verteil- und Übertragungsnetz.

Wir benötigen Ihre Zustimmung.