Der stetige Ausbau Erneuerbarer Energien in Regionen mit geringer lokaler Nachfrage stellt die Stromnetze vor wachsende Herausforderungen. Da der Netzausbau häufig mit langen Planungs- und Realisierungszeiten einhergeht, entsteht zunehmend eine räumliche Diskrepanz zwischen Stromerzeugung und -verbrauch. Dies führt zu hohen Leistungsflüssen zwischen Erzeugungs- und Verbrauchsschwerpunkten, die die bestehenden Übertragungskapazitäten stark beanspruchen und regional zu Netzüberlastungen führen können.

Um solche Überlastungen zu vermeiden, wird der Ausbau des Stromnetzes intensiv vorangetrieben. Bis neue Leitungen in Betrieb gehen, sind jedoch temporäre Maßnahmen erforderlich, um die Netzstabilität sicherzustellen. Eine zentrale Rolle spielt hierbei das Netzengpassmanagement: Dabei wird die Einspeisung von Anlagen in Bereichen mit begrenzter Netzkapazität reduziert, während in weniger belasteten Regionen zusätzliche Erzeugung aktiviert wird.

Zunehmend rücken neben dem Übertragungsnetz auch die Verteilernetze in den Fokus. Durch den starken Zubau dezentraler Erneuerbare-Energien-Anlagen entstehen vermehrt Engpässe auf den unteren Netzebenen. Dadurch gewinnt das Netzengpassmanagement nicht nur im Übertragungsnetz, sondern auch im Verteilernetz stetig an Bedeutung.

Maßnahmenvolumen und Kosten für Netzengpassmanagement sind im Vergleich zum Vorjahresquartal gesunken.

Das gesamte Maßnahmenvolumen für Netzengpassmanagement (Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading) sank von 6.289 GWh in Q2 2024 auf 5.856 GWh in Q2 2025. Die vorläufigen Gesamtkosten betrugen rund 623 Mio. Euro und sind ebenfalls geringer als im zweiten Quartal 2024 (Q2 2024: 630 Mio. Euro)

97 Prozent der erneuerbaren Erzeugung konnten zu den Letztverbrauchern transportiert werden.

Die im Redispatch angepassten Einspeisungen der am Markt befindlichen Erzeugungsanlagen betrugen im zweiten Quartal 2025 rund 4.575 GWh (Q2 2024: 4.727 GWh). Davon entfielen 3.269 GWh auf Einspeisereduktionen (Q2 2024: 3.060 GWh) wovon 2.298 GWh auf Redispatch mit Erneuerbaren Energien entfielen (Q2 2024: 2.100 GWh).

Im Vergleich zum Vorjahresquartal ist das Volumen der Redispatch-Maßnahmen mit erneuerbaren Energien um rund 9 Prozent gestiegen. Dabei zeigen sich zwei gegenläufige Entwicklungen:

Einerseits hat sich das Volumen der Redispatch-Maßnahmen mit PV-Anlagen von 605 GWh im zweiten Quartal 2024 auf 1.168 GWh im zweiten Quartal 2025 nahezu verdoppelt. Damit entfielen rund 51 Prozent aller Redispatch-Maßnahmen mit EE-Anlagen auf Photovoltaik. Hauptursachen für diese Entwicklung sind neben dem fortschreitenden Ausbau der Erzeugungskapazitäten insbesondere die außergewöhnlich sonnigen Wetterbedingungen. Andererseits ist die Abregelung von Wind-Offshore-Anlagen im selben Zeitraum um 37 Prozent auf 575 GWh zurückgegangen. Gründe für diese gegenläufige Entwicklungen sind unter anderem:

• Geringeres Windaufkommen: In dem Zeitraum herrschten insgesamt weniger windreiche Bedingungen, wodurch die potenzielle Offshore-Winderzeugung zurückging. Dies führte zu einem geringeren Bedarf an Redispatch-Maßnahmen für Wind-Offshore-Anlagen.
• Eine deutlich höhere PV-Einspeisung bei gleichzeitig geringerem Windaufkommen führt zu einer veränderten Engpasssituation: Durch die starke PV-Einspeisung entstehen im Netz verstärkt Ost-West-Lastflüsse, auf die die Abregelung von Offshore-Windanlagen nur einen geringen oder keinen spürbaren Einfluss hat.
   

Die veränderte Engpasssituation führt zu einer Verschiebung der Verursachung von Redispatch-Maßnahmen. Im Berichtszeitraum wurden rund 49 Prozent der Redispatch-Menge im Bereich der erneuerbaren Energien durch Engpässe im Verteilernetz verursacht, während 51 Prozent auf Engpässe im Übertragungsnetz zurückzuführen waren. Im Vergleichsquartal des Vorjahres lagen die entsprechenden Anteile noch bei 71 Prozent im Übertragungsnetz und 29 Prozent im Verteilernetz.

Insgesamt machten die Abregelungen Erneuerbarer Energien drei Prozent der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung aus. Damit konnten 97 Prozent der Erneuerbaren Energie ins Netz eingespeist und von den Endverbrauchern genutzt werden.

Zum Ausgleich der Reduzierungen wurden die Einspeisungen der Erzeugungsanlagen um insgesamt 1.650 GWh erhöht. Dies entspricht einem Rückgang um rund 16 Prozent gegenüber 1.964 GWh im zweiten Quartal 2024. Von den Erhöhungen entfielen 1.306 GWh auf Marktkraftwerke (Q2 2024: 1.667 GWh), während die verbleibenden 344 GWh (Q2 2024: 301 GWh) aus der zusätzlichen Einspeisung von Reservekraftwerken stammten.

Insgesamt wurden Erdgas- und Steinkohlekraftwerke mit jeweils 698 GWh und 640 GWh am häufigsten erhöht.

Bei der Betrachtung des Rückgangs bei den Einspeisungserhöhungen von Erzeugungsanlagen zum Ausgleich von Reduzierungen ist zu berücksichtigen, dass die Reduzierungen im Verteilernetz deutlich zugenommen haben. Da die VNB diese nicht eigenständig ausgleichen, erfolgt der bilanzielle Ausgleich durch die Bilanzkreisverantwortlichen. Die entsprechenden Mengen sind in den hier dargestellten Erhöhungen nicht enthalten.

Die Menge der Countertrading-Maßnahmen betrug im zweiten Quartal 2025 rund 937 GWh und ist im Vergleich zum Vorjahr um 26 Prozent zurückgegangen (Q2 2024: 1.261 GWh). Analog zur Begründung des Rückgangs der Abregelung von Wind-Offshore ist auch die geringere Countertrading-Menge auf ein reduziertes Windaufkommen sowie auf veränderte Netzflüsse infolge der hohen PV-Einspeisung zurückzuführen. Beide Faktoren führten zu einem insgesamt geringeren Bedarf an Countertrading-Maßnahmen.

Der Rückgang der Kosten des Netzengpassmanagements ist insbesondere auf den mengenmäßigen Rückgang zurückzuführen.

Die vorläufigen Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement im zweiten Quartal 2025 betrugen rund 623 Mio. Euro (Q2 2024: 630 Mio. Euro) und sind somit leicht gesunken. Die Kosten für das Netzengpassmanagement setzen sich wie folgt zusammen:

Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Anlagen beliefen sich im zweiten Quartal 2025 auf 179 Mio. Euro und lagen damit 19 Prozent unter dem Vorjahreswert (Q2 2024: 222 Mio. Euro). Der Rückgang ist auf das geringere Volumen der Redispatchmaßnahmen zur Erhöhung der Einspeisung konventioneller Anlagen gegenüber dem zweiten Quartal 2024 zurückzuführen.

Der finanzielle Ausgleich an die Anlagenbetreiber von abgeregelten Erneuerbaren Energien betrug rund 158 Mio. Euro und ist auf ähnlichem Niveau wie im Vorjahresquartal (Q2 2024: 162 Mio. Euro).

Bei der Reduzierung der Einspeisung von direktvermarkteten EE-Anlagen werden Anlagenbetreiber ökonomisch so gestellt, als habe der Eingriff nicht stattgefunden. Die Anlagenbetreiber bzw. deren Direktvermarkter erhalten vom Netzbetreiber Strom in der abgeregelten Menge in ihren Bilanzkreis eingestellt. Dadurch wird der Anlagenbetreiber so gestellt, dass er das von ihm getätigte Handelsgeschäft tatsächlich erfüllen kann. Damit kann der Anlagenbetreiber den mit dem Direktvermarkter vereinbarten Markterlös unverändert einnehmen. Vom Netzbetreiber erhält er zusätzlich als EEG-Förderung die sogenannte „Marktprämie“, wie die Förderzahlung im Rahmen der Direktvermarktung nach dem EEG genannt wird. Die Marktprämie ist die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert der Anlage, welcher den primären Erlösbedarf für diese Erneuerbare-Energien-Anlage darstellt, und dem monatlichen Durchschnittspreis für Strom an der Börse.

Dass der finanzielle Ausgleich trotz des gestiegenen Redispatch-Volumens mit EE-Anlagen auf Vorjahresniveau blieb, ist im Wesentlichen auf zwei Faktoren zurückzuführen: Zum einen führten höhere Großhandelspreise zu einer geringeren Marktprämie. Zum anderen ging die Abregelung von Wind-Offshore-Anlagen zurück, während sie bei Photovoltaikanlagen zunahm. Da Wind-Offshore-Anlagen einen höheren anzulegenden Wert aufweisen als PV-Anlagen, wurde der Anstieg des finanziellen Ausgleichs bei der Photovoltaik durch den Rückgang im Wind-Offshore-Bereich überkompensiert.

Die vorläufigen vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten für die Netzreserve beliefen sich im zweiten Quartal 2025 auf 191 Mio. Euro (Q2 2024: 154 Mio. Euro). Die Einsatzkosten lagen bei rund 77 Mio. Euro (Q2 2023: 66 Mio. Euro), sodass die Kosten für die Netzreserve rund 267 Mio. Euro betrugen. Der Anstieg der Einsatzkosten ist auf die höhere Zahl an Reservekraftwerkseinsätzen im Vergleich zum Vorjahresquartal zurückzuführen. Der Anstieg der Vorhaltekosten resultiert daraus, dass neue Anlagen in die Netzreserve aufgenommen wurden, bei denen Maßnahmen zur Wiederinbetriebnahme und Vorhaltung erforderlich waren.

Die saldierten Kosten für Countertrading betrugen im zweiten Quartal 2025 rund 19 Mio. Euro und sind um 30 Prozent gesunken (Q2 2024: 27 Mio. Euro). Dieser Rückgang ist hauptsächlich auf den mengenmäßigen Rückgang zurückzuführen.