Netzengpassmanagement 2025: Stromnetz stabil, Kosten leicht gestiegen bei hohem Ausbau erneuerbarer Energien

© Adobe StockBonn - Der Ausbau erneuerbarer Energien bei gleichzeitig begrenzten Netzkapazitäten macht Netzengpassmanagement unverzichtbar. 2025 blieb das Maßnahmenvolumen stabil bei leicht steigenden Kosten. Insgesamt konnten mehr als 96 % des erneuerbaren Stroms eingespeist werden. Das geht aus einer Auswertung von SMARD - der Informationsplattform der Bundesnetzagentur über den deutschen Strommarkt hervor.

Während das Maßnahmenvolumen im Gesamtjahr 2025 im Bereich des Netzengpassmanagements nahezu unverändert blieb, zeigte sich im vierten Quartal 2025 eine rückläufige Entwicklung bei Umfang und Kosten der Maßnahmen. Insbesondere Offshore-Windkraftanlagen wurden seltener abgeregelt; dies ist vor allem auf einen außergewöhnlich hohen Redispatch-Bedarf im vierten Quartal 2024 zurückzuführen. Redispatch, Countertrading und Reserveeinsatz ermöglichten die Netzstabilität und gleichzeitig eine hohe Einspeisung erneuerbarer Energie. So bleibt eine sichere und effiziente Netzführung auch bei wachsender Einspeisung gewährleistet.

Quartalsbilanz Q4 2025 - Effiziente Steuerung trotz regionaler Unterschiede
Im vierten Quartal 2025 sank das Maßnahmenvolumen um rund 9 % auf 9.531 GWh (Q4 2024: 10.427 GWh). Gleichzeitig gingen die Kosten um 18 % auf 885 Mio. Euro zurück (Q4 2024: 1,08 Mrd. Euro). Laut SMARD-Bericht waren die geringeren Abregelungen von Offshore-Windkraftanlagen im Wesentlichen auf den außergewöhnlich hohen Redispatch-Bedarf im vierten Quartal 2024 zurückzuführen, der durch eine ausgeprägte Windfront im Dezember verursacht wurde.

Von den Maßnahmen im vierten Quartal entfielen 2.552 GWh auf erneuerbare Energieanlagen und 2.002 GWh auf konventionelle Kraftwerke. Etwa 71 % der Engpässe entstanden im Übertragungsnetz, 29 % in den Verteilernetzen. Die Abregelungen betrafen rund vier % der erneuerbaren Einspeisung, sodass der Großteil der erzeugten Energie weiterhin direkt ins Netz fließen konnte.

Zum Ausgleich der Reduzierungen wurden konventionelle Marktkraftwerke mit 2.653 GWh hochgefahren Dies entspricht einem Rückgang von rund 15 % gegenüber dem vierten Quartal 2024 (3.042 GWh). Das Volumen der Maßnahmen mit Reservekraftwerken lag bei 532 GWh und ging ebenfalls gegenüber dem vierten Quartal 2024 deutlich zurück (796 GWh). Diese Entwicklung ist auf den Rückgang beim negativen Redispatch zurückzuführen, wodurch weniger Ausgleichsmaßnahmen und Einspeisungserhöhungen von Kraftwerken erforderlich waren.

Jahresbilanz 2025 - stabile Gesamtentwicklung
Für das Gesamtjahr 2025 blieb das Maßnahmenvolumen mit 30.319 GWh praktisch unverändert gegenüber 2024 (2024: 30.318 GWh). Redispatch-Maßnahmen bei erneuerbaren Energieanlagen lagen bei 9.379 GWh und blieben damit stabil (2024: 9.389 GWh). Innerhalb der erneuerbaren Anlagen verschob sich die Verteilung: Offshore-Windenergie sank um 27 % auf 3.351 GWh (2024: 4.565 GWh), Onshore-Wind leicht auf 3.225 GWh (2024: 3.394 GWh), während Photovoltaik deutlich auf 2.704 GWh zunahm (2024: 1.394 GWh). Ausschlaggebend für die Entwicklung des Redispatch mit Photovoltaikanlagen waren laut SMARD-Bericht der deutliche Zubau von fast 10 GW und die überdurchschnittlich hohe Sonneneinstrahlung im Frühjahr und Sommer. Am häufigsten hochgefahren wurden Erdgas- und Steinkohlekraftwerke mit jeweils 4.143 GWh, gefolgt von Braunkohle mit 851 GWh.

Der Anteil der Engpässe in den Verteilernetzen stieg auf 35 % (2024: 26 %). Ursache ist der zunehmende Zubau dezentraler Anlagen, deren Einspeisung die unteren Netzebenen stärker belastet. Engpässe verschieben sich damit von den großen Übertragungsleitungen hin zu den Verteilnetzen.

Bild: Redispatch mit EE-Anlagen nach Netzbetreiberart © SMARD/BNetzA

Im Gesamtjahr 2025 machten die Abregelungen Erneuerbarer Energien 3,5 % der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung aus. Damit konnten mehr als 96 % der Erneuerbaren Energie ins Netz eingespeist und von den Endverbrauchern genutzt werden.

Kostenstruktur, Reserveeinsatz und Countertrading
Die Gesamtkosten des Netzengpassmanagements im Gesamtjahr 2025 stiegen um etwa 4 % auf 3,071 Mrd. Euro (2024: 2,954 Mrd. Euro). Davon entfielen 1,176 Mrd. Euro auf den Einsatz von Redispatch-Maßnahmen mit konventionellen Kraftwerken (2024: 1,233 Mrd. Euro). Der finanzielle Ausgleich für abgeregelte erneuerbare Anlagen lag bei 433 Mio. Euro, rund 22 % unter dem Vorjahreswert, da höhere Großhandelspreise die Marktprämien reduzierten (2024: 554 Mio. Euro).

Die vorläufigen vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten der Reservekraftwerke beliefen sich im Jahr 2025 auf 952 Mio. Euro (2024: 696 Mio. Euro). Die Einsatzkosten lagen bei rund 407 Mio. Euro (2024: 372 Mio. Euro), sodass die Gesamtkosten 2025 etwa 1,36 Mrd. Euro betrugen. Countertrading-Maßnahmen verursachten 102 Mio. Euro.