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 auch im Verteilernetz stetig an Bedeutung.

Kosten für das Netzengpassmanagement gegenüber dem Vorjahresquartal um fast 100 Mio. Euro gesunken

Das gesamte Maßnahmenvolumen des Netzengpassmanagements (Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading) ging im Vergleich zum Vorjahresquartal um rund neun Prozent von 9.035 GWh im ersten Quartal 2025 auf 8.248 GWh im ersten Quartal 2026 zurück. Auch die vorläufigen Gesamtkosten verringerten sich und lagen mit rund 784 Mio. Euro knapp elf Prozent unter dem Wert des Vorjahresquartals (Q1 2025: 882 Mio. Euro).

97 Prozent der erneuerbaren Erzeugung konnten zu den Letztverbrauchern transportiert werden

Die im Redispatch angepassten Einspeisungen der am Markt befindlichen Erzeugungsanlagen (exkl. Countertrading) betrugen im ersten Quartal 2026 rund 5.989 GWh (Q1 2025: 6.773 GWh). Davon entfielen 4.043 GWh auf Einspeisereduktionen (Q1 2025: 4.182 GWh) wovon 2.215 GWh auf Redispatch mit Erneuerbaren Energien entfielen (Q1 2025: 2.153 GWh). Damit machten die Abregelungen erneuerbarer Energien rund drei Prozent der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung aus. Entsprechend konnten rund 97 Prozent der erneuerbaren Energie in das Netz eingespeist und von den Endverbrauchern genutzt werden.

Im Vergleich zum Vorjahresquartal stieg das Volumen der Redispatch-Maßnahmen mit erneuerbaren Energien leicht um rund drei Prozent. Dabei zeigen sich folgende Entwicklungen:

• Das Volumen der Redispatch-Maßnahmen mit Photovoltaikanlagen ist von 234 GWh im ersten Quartal 2025 auf 288 GWh im ersten Quartal 2026 gestiegen. Dies entspricht einem Anstieg von rund 23 Prozent. Wesentlicher Treiber dieser Entwicklung ist der kontinuierliche Ausbau der installierten Photovoltaikleistung. Der Anstieg der Maßnahmenmenge zeigt sich trotz eines vergleichsweise sonnenarmen ersten Quartals 2026.
• Die Abregelung von Windenergieanlagen an Land lag im ersten Quartal 2026 bei 1.054 GWh und ist damit gegenüber dem Vorjahresquartal um rund 39 Prozent gestiegen (Q1 2025: 758 GWh). Ein wesentlicher Faktor für die Entwicklung ist die im Vergleich zum Vorjahresquartal höhere Windverfügbarkeit. Das erste Quartal 2025 war durch windarmes Wetter geprägt, wodurch weniger Situationen mit hoher Windeinspeisung und daraus resultierenden Netzengpässen auftraten. Zudem führt der weitere Ausbau der Windenergieanlagen zu einer steigenden installierten Leistung und damit zu höheren Einspeisemengen in netzkritischen Situationen.
• Obwohl die Stromerzeugung aus Offshore-Windenergie von 6,7 TWh im ersten Quartal 2025 auf 9,7 TWh im ersten Quartal 2026 gestiegen ist, ging das Volumen der Redispatch-Maßnahmen bei Offshore-Windenergieanlagen um rund 25 Prozent auf 864 GWh zurück (Q1 2025: 1.155 GWh). Diese Entwicklung kann unter anderem auf den fortschreitenden Netzausbau zurückgeführt werden, der generell zu einer Entlastung bestehender Netzengpässe beiträgt.

Die veränderte Engpasssituation führt zu einer Verschiebung der Verursachung von Redispatch-Maßnahmen mit EE-Anlagen. Im Berichtszeitraum wurden rund 34 Prozent der Redispatch-Menge im Bereich der erneuerbaren Energien durch Engpässe im Verteilernetz verursacht, während 66 Prozent auf Engpässe im Übertragungsnetz zurückzuführen waren. Im Vergleichsquartal des Vorjahres lagen die entsprechenden Anteile noch bei 79 Prozent im Übertragungsnetz und 21 Prozent im Verteilernetz. (Q1 2024: ÜNB: 73%; VNB: 27%; Q1 2023: ÜNB: 83%; VNB: 17%).

Zum Ausgleich der Abregelungen wurden die Einspeisungen von Marktkraftwerken um insgesamt 1.910 GWh erhöht. Dies entspricht einem Rückgang von rund 26 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal (Q1 2025: 2.590 GWh). Weitere 854 GWh entfielen auf die Erhöhung der Einspeisung von Reservekraftwerken (Q1 2025: 687 GWh). Insgesamt wurde die Einspeisung zur Behebung von Netzengpässen um 2.764 GWh erhöht, gegenüber 3.277 GWh im ersten Quartal 2025.

Die größten Einspeisungserhöhungen entfielen auf Steinkohlekraftwerke mit 1.301 GWh, gefolgt von Erdgaskraftwerken mit 918 GWh.

Dass die Einspeisungen weniger erhöht werden mussten als im Vorjahresquartal, hängt damit zusammen, dass die Netzbetreiber im Rahmen des Netzengpassmanagements weniger abregeln mussten. Bei der Interpretation der Entwicklung ist jedoch zu berücksichtigen, dass die Reduzierungen im Verteilernetz im Vergleich zum ersten Quartal 2025 um 43 Prozent zugenommen haben. Da Verteilernetzbetreiber diese Maßnahmen nicht eigenständig ausgleichen können, erfolgt der bilanzielle Ausgleich durch die Bilanzkreisverantwortlichen. Die hierfür erforderlichen Mengen sind in den hier dargestellten Einspeisungserhöhungen nicht enthalten.

Die Menge der Countertrading-Maßnahmen belief sich im ersten Quartal 2026 auf rund 1.405 GWh und ist damit gegenüber dem Vorjahresquartal um knapp 11 Prozent gesunken (Q1 2025: 1.575 GWh). Die Entwicklung kann unter anderem vor dem Hintergrund des fortschreitenden Netzausbaus gesehen werden, der bestehende Netzengpässe entlasten und damit den Bedarf an Countertrading-Maßnahmen reduzieren kann.

Deutlicher Rückgang der Kosten von Redispatch mit Marktkraftwerken und Countertrading

Die vorläufigen Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement im ersten Quartal 2026 betrugen rund 784 Mio. Euro (Q1 2025: 882 Mio. Euro) und sind somit um rund 11 Prozent gesunken. Die Kosten für das Netzengpassmanagement setzen sich wie folgt zusammen:

Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatch-Maßnahmen mit konventionellen Anlagen beliefen sich im ersten Quartal 2026 auf 282 Mio. Euro. Damit lagen sie rund 33 Prozent unter dem Wert des Vorjahresquartals (Q1 2025: 423 Mio. Euro). Der Rückgang ist hauptsächlich auf den mengenmäßigen Rückgang der Redispatch-Maßnahmen mit konventionellen Kraftwerken zurückzuführen.

Der finanzielle Ausgleich an die Betreiber von abgeregelten Erneuerbare-Energien-Anlagen belief sich auf rund 55 Mio. Euro. Damit sind die Kosten trotz des leichten Anstiegs des Maßnahmenvolumens gegenüber dem Vorjahresquartal um rund 22 Prozent gesunken (Q1 2025: 71 Mio. Euro). Der Rückgang der Gesamtausgleichszahlungen bei gleichzeitig leicht steigendem Abregelungsvolumen resultiert im Wesentlichen aus einer veränderten Zusammensetzung der abgeregelten Energiemengen. Während die Abregelungen von PV und Wind Onshore zunahmen, gingen die Redispatch-Maßnahmen bei Wind Offshore zurück. Da die spezifischen Entschädigungen je Megawattstunde bei Offshore-Wind – bedingt durch die höheren anzulegenden Werte –über denen von Wind Onshore und PV liegen, überstieg der finanzielle Entlastungseffekt durch den Offshore-Rückgang den mengenbedingten Anstieg im Onshore- und PV-Bereich. In der Gesamtschau sank der finanzielle Ausgleich dadurch deutlich.

Die vorläufigen Vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten der Reservekraftwerke beliefen sich im ersten Quartal 2026 auf rund 280 Mio. Euro und lagen damit um 28 Prozent über dem Vorjahreswert (Q1 2025: 219 Mio. Euro). Der Anstieg ist darauf zurückzuführen, dass zusätzliche Anlagen in die Netzreserve aufgenommen wurden und sich im ersten Quartal 2026 mehr Kraftwerke in der Netzreserve befanden als im Vergleichszeitraum des Vorjahres. Die Einsatzkosten beliefen sich auf rund 150 Mio. Euro (Q1 2025: 136 Mio. Euro). Der Anstieg gegenüber dem Vorjahresquartal ist insbesondere auf die gestiegene Menge der Redispatch-Maßnahmen mit Reservekraftwerken zurückzuführen. Insgesamt beliefen sich die Kosten für Reservekraftwerke im ersten Quartal 2026 auf rund 430 Mio. Euro und lagen damit um etwa 21 Prozent über dem Vorjahreswert (Q1 2025: 355 Mio. Euro).

Die saldierten Countertrading-Kosten beliefen sich im ersten Quartal 2026 auf rund 17 Mio. Euro und lagen damit um etwa 49 Prozent unter dem Wert des Vorjahresquartals (Q1 2025: 33 Mio. Euro). Der Rückgang ist insbesondere auf die geringere Countertrading-Menge sowie die im Vergleich zum ersten Quartal 2025 gesunkenen Großhandelspreise zurückzuführen.