Redispatch-Vorbehalt und Netzentwicklungsplan 2025

Die Fragen 1 und 2 werden aufgrund des Sachzusammenhangs gemeinsam beantwortet. Bundesministerin Reiche nimmt mit ihrer Aussage Bezug auf die sogenannten Kosten des Netzengpassmanagements, die im letzten Jahr bei rund 3,1 Mrd. Euro lagen. Die Daten werden auf der Transparenzplattform SMARD der Bundesnetzagentur veröffentlicht: www.smard.de/page/home/topic-article/211972/217842/entwicklung-des-netzengpassmanagements. Um Netzengpässe zu beheben, müssen die Netzbetreiber Stromerzeugung vor dem Engpass herunterregeln und hinter dem Engpass zusätzliche Erzeuger anweisen, Strom zu produzieren. Beides verursacht Kosten. Für das Herunterregeln weist die Kostenstatistik den Posten „Redispatch mit Erneuerbare-Energien-Anlagen“ aus (siehe Tabelle unten). Damit ist die entgangene Förderung nach Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für Erneuerbare-Energien-Anlagen gemeint, die sie – sofern sie im Rahmen des Netzengpassmanagements heruntergeregelt werden – ersetzt bekommen. Die Kosten dafür werden über die Netzentgelte gewälzt und machten im Jahr 2025 einen Anteil von 435 Mio. Euro an den 3,1 Mrd. Euro Gesamtkosten des Netzengpassmanagements aus. Im Redispatch muss jedoch – sofern eine (Erneuerbare Energien-)Anlage heruntergeregelt wird – gewissermaßen als Gegenstück eine andere Anlage hochgeregelt werden, um die Systembilanz ausgeglichen zu halten. Auch das verursacht Kosten, die sich in den Posten „Redispatch mit konventionellen Marktkraftwerken“, „Redispatch mit Reservekraftwerken“ und „Countertrading“ wiederfinden. Die genauen Zahlen für die Jahre 2024 und 2025 sind der nachfolgenden Tabelle zu entnehmen.

Kosten in Millionen Euro 2024 2025 Finanzieller Ausgleich an die Erneuerbare-Energien-Anlagenbetreiber 554 435 Kosten für Redispatch mit konventionellen Marktkraftwerken 1.233 1.178 Vorhaltekosten der Reservekraftwerke 696 955 Abrufkosten der Reservekraftwerke 372 412 Saldierte Kosten für Countertrading 98 96 Gesamtkosten des Netzengpassmanagements 2.954 3.076

Der Netzausbau und insbesondere die Inbetriebnahme der großen Gleichstromübertragungs-(HGÜ)-Leitungen werden zur Senkung der Redispatchkosten beitragen. Ebenso kann eine Synchronisierung des Erneuerbaren-Energien-Zubaus mit dem Netzausbau den Anstieg der Redispatchkosten begrenzen. Die System- und Langfristanalysen der Übertragungsnetzbetreiber zeigen eine hohe Abhängigkeit der Redispatchmengen und -kosten vom Netzausbauzustand, aber auch der Entwicklung des Ausbaus der erneuerbaren Energien, des Stromverbrauchs, der Wetterjahre und anderer energiewirtschaftlicher Rahmenbedingungen im In- und Ausland. Eine belastbare Prognose ist daher nur schwer möglich.

Der Aktionsplan Gebotszone 2025 vom 15. Dezember 2025 enthält in Abschnitt 2.2.1 einen Überblick zum aktuellen Stand der Umsetzung des grenzüberschreitend optimierten Redispatches (ROSC). Daraus geht hervor, dass aktuell aufgrund der technischen Komplexität und weiterer Verzögerungen in der Umsetzung nicht mit einer Implementierung der ROSC-Methode vor 2029 gerechnet werden kann. Jedoch werden bis dahin über die national zur Verfügung stehenden Redispatchpotenziale hinaus bestehende Bedarfe weiterhin im Rahmen der etablierten Redispatch-Kooperationen mit Österreich sowie diverser weiterer Kooperationsformate der Übertragungsnetzbetreiber und Ausschreibungen im Ausland gesichert. Grenz- bzw. zonenübergreifend koordinierter Redispatch ist für einen zuverlässigen und effizienten Stromhandel zwingend erforderlich. Ansonsten drohen höhere Redispatchvolumina und höhere Kosten. Die Umsetzung der ROSC-Methode sollte daher höchste Priorität in der CORE-Region bekommen. Die Bundesregierung setzt sich vor diesem Hintergrund für einen verlässlichen, eindeutigen, diskriminierungsfreien Rechtsrahmen ein.

Der am 29. Juli 2026 vom Bundeskabinett beschlossene Regierungsentwurf des Netzanschlusspakets sieht vor, dass Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen Umspannanlagen und diese verbindende Leitungsabschnitte als kapazitätslimitiert ausweisen können, wenn die Wirkleistungserzeugung der unmittelbar oder mittelbar angeschlossenen Anlagen im vorangegangenen Kalenderjahr um insgesamt mehr als fünf Prozent reduziert wurde.

Nein.

Die Fragen 7 bis 9 werden aufgrund des Sachzusammenhangs gemeinsam beantwortet. Mit gutachterlicher Unterstützung hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) für die Jahre 2024 und 2025 ermittelt, welcher Anteil der Umspannwerke bei dem Auslösekriterium von fünf Prozent deutschlandweit als kapazitätslimitiert ausgewiesen werden würden. Die Ausweisung ist entsprechend der Vorgaben im Regierungsentwurf technologiespezifisch nach Wind und Photovoltaik (PV) vorzunehmen. Ergebnis der gutachterlichen Berechnung ist, dass etwa fünf Prozent (Wind) bzw. vier Prozent (PV) der Umspannwerke in Deutschland im Jahr 2024 kapazitätslimitiert gewesen wären. Diese Analysen zeigen zudem, dass es zwischen den Jahren 2024 und 2025 keine sprunghafte Änderung der betroffenen Umspannwerke gibt.

Die Fragen 10 und 11 werden aufgrund des Sachzusammenhangs gemeinsam beantwortet. Wie in der Antwort zu Frage 8 dargestellt erfolgt die Ausweisung kapazitätslimitierter Gebiete technologiespezifisch. Nach den gutachterlichen Analysen liegen rund fünf Prozent aller Windvorrangflächen an Umspannwerken, die auf Grundlage der Daten aus dem Jahr 2024 als kapazitätslimitiert für die Einspeisung von Windenergie hätten ausgewiesen werden können. Der größere Teil dieser betroffenen Windvorrangflächen war in 2024 bereits mit Windenergieanlagen bebaut. Nach diesen Analysen wäre in 2024 nur ein Anteil von zwei Prozent der bislang unbebauten Windvorrangflächen von einer Kapazitätslimitierung betroffen gewesen. Die für Windenergieanlagen relevanten kapazitätslimitierten Umspannwerke befinden sich insbesondere in Niedersachsen, Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg und Sachsen-Anhalt.

Das temporäre regionale Steuerungsinstrument im Regierungsentwurf des Netzanschlusspakets dient der Senkung der Systemkosten, indem neue Anlagen vorrangig an nicht-kapazitätslimitierte Umspannwerke angeschlossen und hierdurch Redispatchkosten gespart werden. Diese Redispatchkosten würden ansonsten die Stromverbraucher über die Netzentgelte bezahlen.

Die Fragen 13 und 14 werden aufgrund des Sachzusammenhangs gemeinsam beantwortet. Das BMWE geht davon aus, dass die Regelungen zur temporären Ausweisung kapazitätslimitierter Gebiete im Netzanschlusspaket aufgrund der hohen Genehmigungszahlen und der Wettbewerbssituation bei Windenergie an Land und Photovoltaik das Erreichen der Ausbauziele nicht gefährden und keine substanziellen Auswirkungen auf die durch den Bund zu zahlende Förderung für erneuerbare Energien haben. Förderzahlungen aus dem EEG werden wie bisher weiterhin nach Maßgabe des Energiefinanzierungsgesetzes durch Mittel des Bundes finanziert. Mit dem Monitoringbericht wurde zudem festgestellt, dass der Anstieg des Bruttostromverbrauchs systematisch überschätzt wurde, genauso wie die erwarteten Erneuerbaren-Energien-Strommengen in § 4a EEG 2023. Die bisherige Regelung des Strommengenpfads hat eine Scheingenauigkeit vorgetäuscht, die so nicht mit der Entwicklung der Energiewende im Stromsektor korrespondiert. Der konkret in § 4a EEG 2023 hinterlegte Strommengenpfad ist damit aus den genannten Gründen überholt und wird mit dem Regierungsentwurf zur EEG-Novelle gestrichen.

Das BMWE befindet sich im steten Austausch mit den Netzbetreibern und zuständigen Genehmigungsbehörden zur frühzeitigen Identifikation von aufkommenden Hemmnissen und Umsetzung von Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus. Ziel ist insbesondere, mit den notwendigen gesetzlichen Änderungen den Prüfumfang und die Prüftiefe im Planungs- und Genehmigungsverfahren zu reduzieren und dadurch die Verfahrensdauern zu verkürzen und Hemmnisse in der Bauphase zu reduzieren.

Die Fragen 16 und Frage 27 werden aufgrund des Sachzusammenhangs gemeinsam beantwortet. Ziel der Bundesregierung ist es, die Energiewende kosteneffizient zu gestalten. Dabei muss die Versorgungssicherheit gewährleistet werden, und alle Maßnahmen müssen sich am tatsächlichen Bedarf ausrichten. Zugleich spielt die Integration von Flexibilität eine zentrale Rolle. Die Regierungsentwürfe des EEG und des Netzanschlusspakets enthalten Anreize, mehr Flexibilität insbesondere durch die Errichtung von „co-located" Speichern hinter dem Netzanschlusspunkt zu ermöglichen und hierdurch das Stromnetz zu entlasten sowie die Systemkosten zu senken.

Das BMWE bereitet derzeit eine Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes vor, die auf eine Beschleunigung der Digitalisierung abzielt.

Der Netzentwicklungsplan Strom der Übertragungsnetzbetreiber, der alle zwei Jahre erlassen wird und der auf dem Szenariorahmen Strom der Übertragungsnetzbetreiber aufbaut, sowie die Netzausbaupläne, die auf den Regionalszenarien der Verteilnetzbetreiber aufbauen, gewährleisten nach §§ 12b, 14d Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) einen vorausschauenden Netzausbau und ermöglichen den Netzbetreibern eine vorausschauende Planung für einen Zeitraum von 10 bis 15 Jahren. Darüber hinaus gibt es im Rahmen der Bedarfsermittlung auch eine langfristige Perspektive mit dem Zieljahr 2045, welche den Netzbetreibern eine vorausschauende Planung ermöglicht, aber auch der Öffentlichkeit den für ein Klimaneutralitätsnetz erforderlichen Netzausbau frühzeitig aufzeigt. Die Pläne sind Grundlage für die anschließende Umsetzung, beispielsweise im Bundesbedarfsplangesetz, und das darauf basierende Netzausbau-Controlling. Mit dem Netzanschlusspaket wird zudem die Möglichkeit geschaffen, dass Netzbetreiber den Anschluss von Wind- und PV-Anlagen künftig gebündelt und vorausschauend über so genannte Einspeisenetze planen können.

Es wird auf § 11 EnWG verwiesen, der eine Kappung von 3 Prozent der prognostizierten Erzeugung vorsieht, um ineffizienten Netzausbau zu vermeiden. Zudem wird auf den aktuellen Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) 2025-2037/45 der Übertragungsnetzbetreiber verwiesen, online abrufbar unter: www.netzentwicklungsplan.de/nep-aktuell/netzentwicklungsplan-20372045-2025. Dieser enthält auch Analysen dazu, wie viel Redispatch gegenüber einem weiteren Netzausbau als effizient und volkswirtschaftlich sinnvoll hinzunehmen ist. Die Bundesnetzagentur wird zum Jahresende den Netzentwicklungsplan bestätigen und in der Bestätigung auch Annahmen zum Redispatch treffen.

Die Fragen 20 und 21 werden aufgrund des Sachzusammenhangs gemeinsam beantwortet. Die Bundesregierung hat sich im Koalitionsvertrag darauf verständigt, an der einheitlichen Gebotszone festzuhalten. Dementsprechend hat die Bundesregierung Ende 2025 den aktualisierten Aktionsplan Gebotszone vorgelegt, in dem sie beschließt, die deutsch-luxemburgische Gebotszone zu erhalten. Die dort genannten Gründe für den Erhalt haben nach wie vor Bestand. Aktuellere Erkenntnisse zur Auswirkung regionaler Preise liegen der Bundesregierung nicht vor. Die Ergebnisse der Ariadne Studie sind bekannt, ändern aber nicht die Einschätzung der Bundesregierung, dass die Vorteile eines Erhalts der Gebotszone überwiegen. Zur Einführung anderer regionaler Preissignale: Die Bundesnetzagentur plant im Rahmen der Reform der Netzentgeltsystematik Anreize zu setzen, die ein an den Bedürfnissen des Netzes ausgerichteten Verhalten der Netznutzer fördern. In diesem Zusammenhang handelt die Bundesnetzagentur als unabhängige Regulierungsbehörde.

Die Fragen 22 und 24 werden aufgrund des Sachzusammenhangs gemeinsam beantwortet. Stromspeicher mit einer Leistung von über 100 Kilowatt sind gemäß § 13a Absatz 1 EnWG zur Teilnahme am Redispatch verpflichtet. Stromspeicher, die Systemdienstleistungen wie Regelenergie erbringen, sind hiervon ausgenommen. Im Rahmen des kostenbasierten Redispatch sind Speicherbetreiber für Redispatchmaßnahmen durch die Netzbetreiber so finanziell zu entschädigen, dass es durch den Redispatch weder zu einer Besser- noch zu einer Schlechterstellung des Betreibers kommt. Mit zunehmendem Anteil von Speichern im Stromsystem ist es erforderlich und zielführend, Speicher auch vermehrt im Redispatch einzusetzen. Nach Kenntnis der Bundesregierung prüfen die Netzbetreiber derzeit intensiv, welche Verbesserungen hier möglich sind.

Wichtigste Maßnahme bleibt weiterhin der Netzausbau, des Weiteren wird auf die Maßnahmen des Aktionsplans Gebotszone 2025 verwiesen.

Die „Nutzen statt Abregeln“-Regelung im § 13k EnWG ist am 1. Oktober 2024 in den Probebetrieb gestartet. Ziel der Maßnahme ist, die engpassbedingte Abregelung erneuerbarer Energien zu reduzieren. Das Instrument sieht konkret vor, dass die Netzbetreiber in sogenannten Entlastungsregionen in Norddeutschland den ansonsten abzuregelnden Erneuerbare-Energien-Strom an zusätzliche Verbraucher preisvergünstigt abgeben. Bisher gibt es eine teilnehmende Last (Power-to-Heat) am Instrument. Es gibt konkrete weitere Interessenbekundungen bei den Übertragungsnetzbetreibern. Potentielle Teilnehmer und etwaige Teilnahmezeitpunkte werden laufend von der Bundesnetzagentur nachgefragt. Der weitere Prozess sieht eine Evaluierung des Instruments nach der zweijährigen Erprobungsphase vor. Nach der Erprobungsphase werden die Abregelungsstrommengen ab Oktober 2026 in einem wettbewerblichen Ausschreibungsverfahren zugeteilt.

Eine physische Direktbelieferung von Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen ist bereits heute möglich.

Die Berechnungen in der Studie des Dezernat Zukunft setzen einen Einstieg des Staates bei den Netzbetreibern in Höhe von 50 Prozent voraus. Für die in den Berechnungen vorausgesetzte 50-Prozent-Beteiligung des Staates an den Übertragungsnetzbetreibern sieht die Bundesregierung aktuell keinen Anlass.

Aktuell sind keine weiteren Beteiligungen an Übertragungsnetzbetreibern geplant.

Der Bundesregierung hat dazu keine Abschätzung.

Zum jetzigen Zeitpunkt sind die Kosten, die sich aus dem Netzentwicklungsplan 2025 ergeben, noch nicht abzuschätzen. Die Prüfung der Bundesnetzagentur läuft noch bis Ende des Jahres.

Der Netzentwicklungsplan Strom 2025–2037/2045 setzt die gesetzlichen Vorgaben um. Dabei wurden die Anforderungen an ein sogenanntes Klimaneutralitätsnetz anhand von drei Szenarien für die jeweiligen Zielhorizonte 2037 und 2045 dargestellt und mit konkreten Maßnahmen unterlegt. Die Bundesnetzagentur wird mit der Bestätigung des Netzentwicklungsplans Ende 2026 auch Aussagen zur Zielnetzentwicklung gemäß § 12a EnWG treffen.