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 verbunden ist, können bestehende räumliche Diskrepanzen zwischen Stromerzeugung und -verbrauch nur verzögert ausgeglichen werden. 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 gestiegen

Das gesamte Maßnahmenvolumen für Netzengpassmanagement (Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading) stieg von 5.266 GWh in Q3 2024 auf 5.650 GWh in Q3 2025. Die vorläufigen Gesamtkosten betrugen rund 667 Mio. Euro und sind ebenfalls höher als im dritten Quartal 2024 (Q3 2024: 608 Mio. Euro).

96 Prozent der erneuerbaren Erzeugung konnten zu den Letztverbrauchern transportiert werden

Die im Redispatch angepassten Einspeisungen der am Markt befindlichen Erzeugungsanlagen betrugen im dritten Quartal 2025 rund 4.480 GWh (Q3 2024: 4.065 GWh). Davon entfielen 3.296 GWh auf Einspeisereduktionen (Q3 2024: 2.716 GWh) wovon 2.411 GWh auf Redispatch mit Erneuerbaren Energien entfielen (Q2 2024: 1.864 GWh). Damit machten die Abregelungen erneuerbarer Energien rund vier Prozent der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung aus. Entsprechend konnten rund 96 Prozent der erneuerbaren Energie in das Netz eingespeist und von den Endverbrauchern genutzt werden.

Im Vergleich zum Vorjahresquartal ist das Volumen der Redispatch-Maßnahmen mit erneuerbaren Energien um rund 29 Prozent gestiegen. Dabei zeigen sich folgende Entwicklungen:

• Das Volumen der Redispatch-Maßnahmen mit Photovoltaikanlagen hat sich von 624 GWh im dritten Quartal 2024 auf 1.157 GWh im dritten Quartal 2025 nahezu verdoppelt. Damit entfielen rund 48 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. Insbesondere im August wurden laut Deutschem Wetterdienst überdurchschnittlich viele Sonnenstunden verzeichnet.
• Die Abregelung von Windenergieanlagen an Land lag im 3. Quartal 2025 bei 747 GWh und ist damit gegenüber dem Vorjahresquartal um rund 46 Prozent gestiegen (Q3 2024: 512 GWh). Ursache für diese Entwicklung ist insbesondere der Zubau Windenergieanlagen an Land sowie ein Sturmtief Mitte September, das in Norddeutschland – einer Region mit hoher Windenergiedichte – zu einer außergewöhnlich hohen Stromerzeugung führte.
• Obwohl die Stromerzeugung aus Offshore-Windenergie infolge des oben genannten Sturmtiefs von 4,9 TWh im dritten Quartal 2024 auf 5,7 TWh im dritten Quartal 2025 gestiegen ist, ging das Volumen der Redispatch-Maßnahmen bei Offshore-Windenergieanlagen um rund 37 Prozent auf 456 GWh zurück (Q3 2024: 722 GWh). Hintergrund hierfür ist eine veränderte 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 41 Prozent der Redispatch-Menge im Bereich der erneuerbaren Energien durch Engpässe im Verteilernetz verursacht, während 59 Prozent auf Engpässe im Übertragungsnetz zurückzuführen waren. Im Vergleichsquartal des Vorjahres lagen die entsprechenden Anteile noch bei 64 Prozent im Übertragungsnetz und 36 Prozent im Verteilernetz. (Q3 2023: ÜNB: 78%; VNB: 22%)

Zum Ausgleich der Reduzierungen wurden die Einspeisungen anderer Erzeugungsanlagen um insgesamt 1.444 GWh erhöht. Dies entspricht einem Rückgang um rund 13 Prozent gegenüber 1.666 GWh im dritten Quartal 2024. Von den Erhöhungen entfielen 1.183 GWh auf Marktkraftwerke (Q2 2024: 1.349 GWh), während die verbleibenden 261 GWh (Q3 2024: 317 GWh) aus der zusätzlichen Einspeisung von Reservekraftwerken stammten.

Insgesamt wurden Erdgaskraftwerke mit 613 GWh am häufigsten erhöht, gefolgt von Steinkohlekraftwerken mit 419 GWh.

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 (+53 Prozent im Vergleich mit Q3 2024). Da die VNB diese nicht eigenständig ausgleichen können, erfolgt der bilanzielle Ausgleich durch die Bilanzkreisverantwortlichen. Die entsprechenden Mengen sind in den hier dargestellten Erhöhungen deshalb nicht enthalten.

Die Menge der Countertrading-Maßnahmen belief sich im 3. Quartal 2025 auf rund 909 GWh und ist damit gegenüber dem Vorjahresquartal um knapp drei Prozent gestiegen (Q3 2024: 884 GWh).

Kostenanstieg um rund zehn Prozent

Die vorläufigen Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement im dritten Quartal 2025 betrugen rund 667 Mio. Euro (Q3 2024: 608 Mio. Euro) und sind somit um rund 10 Prozent gestiegen. Die Kosten für das Netzengpassmanagement setzen sich wie folgt zusammen:

Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatch-Maßnahmen mit konventionellen Anlagen beliefen sich im 3. Quartal 2025 auf 207 Mio. Euro und sind damit gegenüber dem Vorjahresquartal um rund 2 Prozent gestiegen (Q3 2024: 202 Mio. Euro). Der Anstieg ist hauptsächlich darauf zurückzuführen, dass die Kompensationszahlungen an Bilanzkreisverantwortliche von rund 40 Mio. Euro im 3. Quartal 2024 auf 62 Mio. Euro im 3. Quartal 2025 zugenommen haben. Diese Entwicklung steht im Zusammenhang mit dem Anstieg der Reduzierungen im Verteilernetz. Wie bereits erläutert, können Verteilnetzbetreiber (VNB) die Reduzierungen von EE-Anlagen nicht eigenständig ausgleichen. Der bilanzielle Ausgleich erfolgt daher durch die Bilanzkreisverantwortlichen, die hierfür von den VNB finanziell kompensiert werden.

Der finanzielle Ausgleich an die Anlagenbetreiber von abgeregelten Erneuerbaren Energien betrug rund 127 Mio. Euro und ist trotz des mengenmäßigen Anstiegs um rund 29 Prozent auf ähnlichem Niveau wie im Vorjahresquartal (Q3 2024: 128 Mio. Euro) geblieben.

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 oder jährlichen Durchschnittspreis für Strom an der Börse.

Dass der finanzielle Ausgleich für EE-Anlagen trotz des gestiegenen Redispatch-Volumens mit EE-Anlagen auf dem Vorjahresniveau blieb, ist im Wesentlichen auf höhere Großhandelspreise zurückzuführen (Q3 2024: Ø 228 €/MWh; Q3 2025: Ø 248 €/MWh), die zu einer geringeren Marktprämie führten.

Die vorläufigen vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten der Netzreserve beliefen sich im dritten Quartal 2025 auf 239 Mio. Euro und lagen damit um 27 Prozent über dem Vorjahresniveau (Q3 2024: 188 Mio. Euro). Dieser Anstieg ist darauf zurückzuführen, dass zusätzliche Anlagen in die Netzreserve aufgenommen wurden und sich im dritten Quartal 2025 somit mehr Kraftwerke in der Netzreserve befanden als im Vorjahresquartal.

Die Einsatzkosten betrugen rund 78 Mio. Euro (Q3 2024: 72 Mio. Euro). Der Anstieg der Einsatzkosten trotz eines mengenmäßigen Rückgangs der Reserveeinsätze (Q3 2025: 261 GWh; Q3 2024: 317 GWh) ist vor allem auf gestiegene Erzeugungsauslagen zurückzuführen.

Insgesamt beliefen sich die Kosten der Reservekraftwerke im dritten Quartal 2025 auf 317 Mio. Euro und lagen damit um rund 22 Prozent über dem Wert des dritten Quartals 2024 (Q3 2024: 260 Mio. Euro).

Die saldierten Countertrading-Kosten lagen im dritten Quartal 2025 bei 17 Mio. Euro und somit im Vergleich zum Vorjahresquartal leicht gesunken (Q3 2024: 18 Mio. Euro). Die Kosten der Countertrading-Maßnahmen beliefen sich im dritten Quartal 2025 auf rund 37 Mio. Euro und lagen damit um etwa 10 Prozent über dem Vorjahresquartal (Q3 2024: 33 Mio. Euro). Hauptursächlich hierfür war der Anstieg der Großhandelspreise. Diese führten zugleich zu höheren Erlösen aus Countertrading-Maßnahmen, die im dritten Quartal 2025 rund 20 Mio. Euro erreichten (Q3 2024: 15 Mio. Euro). Hierdurch sanken die Kosten trotz der leicht gestiegenen Menge an Countertrading.