Der stetige Ausbau Erneuerbarer Energien in Regionen mit geringer 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.

Im vierten Quartal 2025 verringerte sich das Maßnahmenvolumen um rund neun Prozent. Die Kosten sanken um etwa 18 Prozent.

Das Maßnahmenvolumen für Netzengpassmanagement (Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading) sank im vierten Quartal 2025 im Vergleich zum Vorjahresquartal um rund neun Prozent auf 9.531 GWh (Q4 2024: 10.427 GWh).

Das Volumen der Maßnahmen, bei denen die Einspeisung von Erzeugungsanlagen reduziert wurde, lag im vierten Quartal 2025 bei 4.554 GWh (Q4 2024: 4.880 GWh). Während die Reduzierung konventioneller Kraftwerke um knapp sechs Prozent anstieg (Q4 2025: 2.002 GWh; Q4 2024: 1.892 GWh), ging der negative Redispatch von Erneuerbare-Energien-Anlagen von 2.988 GWh im vierten Quartal 2024 auf 2.552 GWh im vierten Quartal 2025 zurück. Hauptursache für diese Entwicklung ist der deutliche Rückgang der Redispatch-Maßnahmen bei Offshore-Windkraftanlagen (Q4 2025: 1.166 GWh; Q4 2024: 1.812 GWh). Die geringeren Abregelungen von Offshore-Windkraftanlagen im Vergleich zum Vorjahresquartal sind im Wesentlichen auf den außergewöhnlich hohen Redispatch-Bedarf im vierten Quartal 2024 zurückzuführen, der durch eine ausgeprägte Windfront im Dezember 2024 verursacht wurde.

Dabei wurden 71 Prozent der Redispatch-Maßnahmen bei Erneuerbare-Energien-Anlagen durch Netzengpässe im Übertragungsnetz verursacht, 29 Prozent durch Engpässe im Verteilnetz. Im Vorjahresquartal lag dieses Verhältnis bei 83 zu 17 Prozent.

Der Anteil der Abregelungen an der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung betrug rund vier Prozent. Entsprechend konnten etwa 96 Prozent der erneuerbaren Energie in das Netz eingespeist und von den Endverbrauchern genutzt werden.

Zum Ausgleich der Reduzierungen wurden konventionelle Marktkraftwerke im Umfang von 2.653 GWh hochgefahren. Dies entspricht einem Rückgang von rund 15 Prozent 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.

Die Kosten des Netzengpassmanagements im vierten Quartal betrugen rund 885 Mio. Euro und sanken damit, entsprechend der geringeren Menge, um rund 18 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum (Q4 2024: 1.077 Mio. Euro).

Maßnahmenvolumen des Netzengpassmanagements ist für das gesamte Jahr 2025 im Vergleich zum Vorjahr nahezu unverändert.

Das gesamte Maßnahmenvolumen des Netzengpassmanagements ist von 30.318 GWh im Jahr 2024 auf 30.319 GWh im Jahr 2025 nahezu unverändert geblieben.

Mehr als 96 Prozent der erneuerbaren Erzeugung konnten im Jahr 2025 zu den Letztverbrauchern transportiert werden.

Das Volumen der Redispatch-Maßnahmen, bei denen die Einspeisung von Erzeugungsanlagen reduziert wurde, lag im Jahr 2025 bei 15.549 GWh und ist gegenüber dem Vorjahr um rund sieben Prozent gestiegen (2024: 14.469 GWh).

Davon entfielen 60 Prozent bzw. 9.379 GWh auf Redispatch-Maßnahmen mit Erneuerbare-Energien-Anlagen. Dieses Volumen blieb im Vergleich zum Vorjahr weitgehend stabil (2024: 9.389 GWh). Allerdings verschieben sich die Anteile innerhalb der Abregelungen von Erneuerbaren Energien:

• Das Volumen der Redispatch-Maßnahmen mit Offshore-Windenergieanlagen betrug im Jahr 2025 3.351 GWh und ist gegenüber dem Vorjahr um rund 27 Prozent gesunken (2024: 4.565 GWh).
• Die Abregelung von Onshore-Windenergieanlagen lag bei 3.225 GWh und ist gegenüber 2024 leicht zurückgegangen (2024: 3.394 GWh). 
• Das Redispatch-Volumen bei Photovoltaikanlagen belief sich auf 2.704 GWh und ist gegenüber dem Vorjahr um rund 94 Prozent gestiegen (2024: 1.394 GWh).

Ausschlaggebend für die Entwicklung des Redispatch mit Photovoltaikanlagen waren insbesondere der deutliche Zubau von Erzeugungskapazitäten in Höhe von fast 10 GW sowie eine überdurchschnittlich hohe Sonneneinstrahlung im Frühjahr und Sommer. Der Rückgang der Abregelung von Offshore-Windenergieanlagen ist zum einen darauf zurückzuführen, dass die hohe Einspeisung aus Photovoltaikanlagen insbesondere in den Sommermonaten vermehrt zu Ost-West-Lastflüssen führte, auf die Offshore-Windparks nur geringen Einfluss haben. Zum anderen ist zu berücksichtigen, dass das vierte Quartal 2024 infolge einer ausgeprägten Windfront im Dezember einen außergewöhnlich hohen Redispatch-Bedarf aufwies und somit einen Ausreißer darstellt.

Obwohl 59 Prozent der Reduzierungen EE-Anlagen betrafen, die im Verteilernetz angeschlossen sind, lagen die zugrunde liegenden Netzengpässe zu etwa 65 Prozent (2024: 74%) im Übertragungsnetz. Gleichzeitig ist eine Verlagerung der Engpassverursachung hin zu den Verteilernetzen erkennbar: Rund 35 Prozent (2024: 26%) der Redispatch-Menge im Bereich der erneuerbaren Energien wurden durch Engpässe im Verteilernetz verursacht. Mehr Hintergrundinformationen zu der Verlagerung der Engpassverursachung sind hier zu finden.

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

Das Volumen des negativen Redispatch mit konventionellen Kraftwerken betrug im Jahr 2025 6.170 GWh und ist gegenüber dem Vorjahr um 21 Prozent gestiegen (2024: 5.088 GWh). Die am stärksten betroffenen Energieträger waren dabei Braunkohle mit 1.403 GWh (2024: 1.249 GWh), Erdgas mit 977 GWh (2024: 537 GWh) sowie Steinkohle mit 661 GWh (2024: 421 GWh).

Zum Ausgleich der Reduzierungen wurden die Einspeisungen der am Markt befindlichen Erzeugungsanlagen um insgesamt 7.732 GWh erhöht. Dies entspricht einem Rückgang von rund sieben Prozent gegenüber 8.315 GWh im Jahr 2024.

Zusätzlich wurden im Jahr 2025 Reservekraftwerke im Umfang von 1.302 GWh zur Entlastung von Netzengpässen eingesetzt. Gegenüber dem Vorjahreswert (1.336 GWh) entspricht dies einem Rückgang um rund drei Prozent. Weitere 523 GWh wurden bei Reservekraftwerken für Probestarts und Testfahrten hochgefahren (2024: 452 GWh).

Dass das Volumen des positiven Redispatches im Jahr 2025 zurückgegangen ist, obwohl die Reduzierungen im gleichen Zeitraum zugenommen haben, hängt damit zusammen, dass die Reduzierungen im Verteilernetz deutlich angestiegen sind. Da die Verteilnetzbetreiber diese nicht eigenständig ausgleichen, erfolgt der bilanzielle Ausgleich durch die Bilanzkreisverantwortlichen. Die entsprechenden Mengen sind in den hier dargestellten Erhöhungen nicht enthalten.

Insgesamt wurden Erdgas- und Steinkohlekraftwerke mit jeweils 4.143 GWh bzw. 3.144 GWh am häufigsten hochgefahren. An dritter Stelle folgt Braunkohle mit 851 GWh.

Die Menge der Countertrading-Maßnahmen betrug im Jahr 2025 rund 5.211 GWh und ist damit im Vergleich zum Vorjahr um etwa neun Prozent zurückgegangen (2024: 5.739 GWh). Der Rückgang ist unter anderem darauf zurückzuführen, dass durch die hohe Einspeisung von Photovoltaikanlagen in den Sommermonaten die Engpasssituation stärker auf Ost-West-Lastflüsse verschoben wurde. Auf diese verschobenen Lastflüsse haben die Countertrading-Maßnahmen keinen Einfluss, sodass der Bedarf insbesondere in den Sommermonaten zurückgegangen ist. Zudem ist zu berücksichtigen, dass die angespannte Engpasssituation im vierten Quartal 2024 einen außergewöhnlich hohen Bedarf verursachte und damit einen Ausreißer darstellt.

Die Kosten für das Netzengpassmanagement sind um rund vier Prozent gestiegen.

Die vorläufigen Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement im Jahr 2025 betrugen 3.071 Mio. Euro (2024: 2.954 Mio. Euro) und sind somit um rund vier Prozent gestiegen. Die Kosten für das Netzengpassmanagement setzen sich wie folgt zusammen: 

^{* Die vorläufigen vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten der Reservekraftwerke umfassen ab 2023 neben den Kosten der Netzreserve auch die Abrufkosten der Kapazitätsreserve sowie die Vorhalte- und Abrufkosten für Besondere netztechnische Betriebsmittel (bnBm)}

Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatch-Maßnahmen mit konventionellen Anlagen beliefen sich im Jahr 2025 auf 1.176 Mio. Euro und sind im Vergleich zum Vorjahr um rund fünf Prozent gesunken (2024: 1.233 Mio. Euro). Diese Entwicklung ist zum einen auf die gesunkenen Brennstoffpreise und zum anderen darauf zurückzuführen, dass das Volumen der positiven Redispatch-Maßnahmen mit konventionellen Marktkraftwerken im Vergleich zum Jahr 2024 zurückgegangen ist.

Der finanzielle Ausgleich an die Anlagenbetreiber von abgeregelten Erneuerbaren Energien betrug rund 433 Mio. Euro und ist um rund 22 Prozent im Vergleich zum Vorjahr zurückgegangen (2024: 554 Mio. Euro). Dass der finanzielle Ausgleich für EE-Anlagen trotz eines stabilen Redispatch-Volumens mit EE-Anlagen gesunken ist, ist im Wesentlichen auf höhere Großhandelspreise zurückzuführen (2024: Ø 78,51 €/MWh; 2025: Ø 89,32 €/MWh), die zu einer geringeren Marktprämie geführt haben.

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.

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 1.359 Mio. Euro betrugen.

Der Anstieg der Vorhaltekosten ist darauf zurückzuführen, dass ein zusätzliches Kraftwerk in die Netzreserve aufgenommen, Brennstoffe bevorratet und mehrere bereits in der Netzreserve befindliche Kraftwerke ertüchtigt wurden.

Die Kosten für Countertrading betrugen im Jahr 2025 rund 102 Mio. Euro und sind damit um etwa vier Prozent gegenüber dem Vorjahr gestiegen (2024: 98 Mio. Euro). Der Kostenanstieg ist, trotz des mengenmäßigen Rückgangs, auf die im Vergleich zum Vorjahr gestiegenen Großhandelspreise zurückzuführen.