Netzpaket: Definition von Netzengpässen ist hoch problematisch

07.05.2026 –   In Netzengpassgebieten sollen neue Erneuerbare-Anlagen ab 2027 im Falle der Abregelung keine Entschädigungszahlung mehr erhalten – das ist der Kern des Redispatch-Vorbehaltes, wie er im Netzpaket vorgesehen ist. Damit setzt die Bundeswirtschaftsministerin ihre Auffassung durch, dass sich der Erneuerbaren Ausbau am Netzausbau orientieren müsse. Solange die Netze nicht ausreichend ausgebaut sind, sollen weniger Erneuerbare Anlagen gebaut werden. Noch ist das Netzpaket nicht beschlossen, aber Signale, dass der Vorbehalt aufgegeben wird, gibt es derzeit nicht.

Die Branche indes warnt eindringlich vor dem Risiko, dass sich Investitionen in Erneuerbare Energien großflächig nicht mehr finanzieren lassen. Der Think Tank Agora Energiewende hat sich die Ausgangssituation und mögliche Szenarien genauer angeschaut.

Was das Netzpaket zum Redispatch vorsieht

Im Fokus der Diskussion steht die Frage, wie der Ausbau von Erneuerbaren Energien und Stromnetzen synchronisiert werden kann. In neu definierten Netzengpassgebieten soll der Vorrang für den Anschluss neuer Wind- und Solaranlagen aufgehoben werden. Zudem ist geplant, den Entschädigungsanspruch von Betreibern im Falle von Abregelungen – wenn Wind- und Solaranlagen aufgrund fehlender Netzkapazitäten kurzzeitig vom Netz genommen („abgeregelt“) werden müssen – für bis zu 10 Jahre auszusetzen.   

Diese Neuregelung riskiert nach Meinung von Mareike Herrndorff und Philipp Godron von Agora Energiewende, 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.  

Erneuerbarer Anlagen werden nur in geringem Umfang abgeregelt

In ihrem Kommentar verweisen Herrndorff und Gordron auch darauf, dass der weit überwiegende Teil des erneuerbar erzeugten Stroms in Deutschland verlässlich zu den Verbrauchern gelangt.  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. 

Engpässe zunehmend im Verteilnetz

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.

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.  

Redispatch-Kosten moderat und stabil

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.

Weite Teile des Netzes betroffen

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, im Netzgebiet von Bayernwerk jede sechste. 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. Mit der 10-Prozent-Schwelle reduziert sich der Anteil in allen Gebieten auf wenige Hotspots.

Grund für Abregelung ist nicht immer das Verteilnetz

Ein erheblicher Teil der Abregelungen im Verteilnetz wird nicht aufgrund von Engpässen im Verteilnetz erforderlich, sondern durch weiterhin bestehende überregionale Engpässe: Bei WEMAG Netz kann beispielsweise jeweils ein Engpass behoben werden durch den Übertragungsnetzbetreiber, einer durch den vorgelagerten Netzbetreiber und einer im Verteilnetz der WEMAG selbst. Bei Schleswig-Holstein Netz lag der Anteil der Redispatch-Maßnahmen 2025, die allein im Verteilnetz durch Netzausbau gelöst werden können, bei rund 44 Prozent und bei Bayernwerk Netz bei knapp einem Drittel. Der übrige Teil der Abregelungen im Verteilnetz fand statt, weil entweder das Übertragungsnetz oder das Übertragungs- und das Verteilnetz überlastet waren. Abregelungen im Verteilnetz können folglich nur reduziert werden, wenn auch Ursachen in den darüberliegenden Netzabschnitten behoben werden. Deshalb greifen Instrumente, die ausschließlich bei den Verteilnetzbetreibern ansetzen, zu kurz.

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 laut aktueller Netzausbauplanung erst bis Mitte der 2030er Jahre vollumfänglich behoben sein. Gleichzeitig sind Engpässe 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. 

Wind und Solar komplementär ermöglichen

Eine weitere Empfehlung von Herrndorff und Gordron:  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. 

Transparenz fehlt und damit eine nachvollziehbare Grundlage

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. Damit fehlt die notwendige Planungssicherheit für Investoren, da sie Jahr für Jahr damit rechnen müssen, dass Engpassgebiete ausgeweitet werden. 

Auch aus Systemkostensicht sei 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 erhöht wiederum die Zuschussbedarfe aus dem Bundeshaushalt.  

Alternativen zum Redispatch-Vorbehalt existieren

Alternativen bzw. andere Wege, den Erneuerbaren Ausbau netzdienlicher zu steuern, gibt es. Vom Umweltbundesamt wurde ein Vorschlag zur netzoptimierten Ausschreibung gemacht. Projekte in Regionen mit hoher Netzauslastung würden im Rahmend der Ausschreibung mit einem Malus belegt und dadurch in der Reihung der Gebote weiter unten platziert.

Eine andere Lösung könnten regional differenzierte Baukostenzuschüsse sein, wie sie die Bundesnetzagentur vorgeschlagen hat. Hier werden die Investoren an den Netzanschlusskosten beteiligt – je ach Auslastung des entsprechenden Netzabschnitts. Auch hier bliebe die Planungs- und Investitionssicherheit für Projektentwickler bewahrt.

Das Beratungsunternehmen BET Consulting hat ein Optionenmodell vorgeschlagen, bei dem Anlagenbetreiber in Netzengpassgebieten einen Netzzugang erhalten, dafür jedoch bis zu einer definierten Obergrenze entschädigungsfreie Abregelungen akzeptieren.

Der Überblick zeigt: Es gibt Möglichkeiten, Signale zur räumlichen Steuerung des Erneuerbaren-Ausbaus in das Ausschreibungs- bzw. Netzzugangsregime zu integrieren, ohne die Ausbauziele zu gefährden. 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 drei Prozent erforderlich.

Erneuerbare müssen nicht das Netz entlasten, sondern das Netz muss Erneuerbare ermöglichen

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. pf