Das gesamte Maßnahmenvolumen im Netzengpassmanagement – einschließlich Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading – ist von 5.878 GWh im 2. Quartal 2025 auf 5.263 GWh im 2. Quartal 2026 gesunken. Die vorläufigen Gesamtkosten sind hingegen leicht von 659 Mio. Euro auf 673 Mio. Euro gestiegen.

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 zweiten Quartal 2026 rund 4.189 GWh (Q2 2025: 4.602 GWh). Davon entfielen 3.095 GWh auf Einspeisereduktionen (Q2 2025: 3.296 GWh). Auf Redispatchmaßnahmen mit erneuerbaren Energien entfielen dabei 2.102 GWh (Q2 2025: 2.325 GWh). Das Volumen der Redispatchmaßnahmen mit erneuerbaren Energien ist damit gegenüber dem Vorjahresquartal um rund 10 Prozent gesunken.

• Das Volumen der Redispatchmaßnahmen mit PV-Anlagen lag im zweiten Quartal 2026 bei 1.124 GWh und damit rund vier Prozent unter dem Vorjahresquartal (Q2 2025: 1.171 GWh). Gegenüber dem zweiten Quartal 2024 (607 GWh) hat sich das Volumen jedoch nahezu verdoppelt und liegt damit weiterhin auf einem hohen Niveau.
• Die Redispatchmenge mit Wind-Onshore-Anlagen ist von 550 GWh im zweiten Quartal 2025 auf 527 GWh im zweiten Quartal 2026 gesunken. Der Rückgang ist insbesondere vor dem Hintergrund des im Vergleich zum Vorjahresquartal geringeren Windaufkommens zu sehen. Aufgrund der geringeren Windeinspeisung waren entsprechend weniger Abregelungen von Wind-Onshore-Anlagen erforderlich.
• Auch das Volumen der Redispatchmaßnahmen mit Wind-Offshore-Anlagen ist gegenüber dem Vorjahresquartal um rund 28 Prozent auf 415 GWh gesunken (Q2 2025: 575 GWh). Hierzu trägt zum einen das geringere Windaufkommen bei. Zum anderen verändert eine hohe PV-Einspeisung die Engpasssituation im Stromnetz. Die hohe PV-Einspeisung kann insbesondere zu verstärkten Ost-West-Lastflüssen führen, auf die eine Abregelung von Offshore-Windanlagen nur einen begrenzten Einfluss hat. Darüber hinaus trägt der fortschreitende Netzausbau zu einer Entlastung bestehender Netzengpässe bei.
   

Die veränderte Engpasssituation führt zu einer Verschiebung der Ursachen von Redispatch-Maßnahmen. Im Berichtszeitraum wurden rund 52 Prozent der Redispatch-Menge aus erneuerbaren Energien durch Engpässe im Verteilernetz verursacht, während 48 Prozent auf Engpässe im Übertragungsnetz zurückzuführen waren. Damit entfiel erstmals in einem Quartal ein größerer Anteil der Redispatch-Menge auf Maßnahmen mit Ursache im Verteilernetz als auf solche mit Ursache im Übertragungsnetz. Ein entsprechender Trend zeichnete sich bereits in den vergangenen Quartalen ab. 

Im Vergleichsquartal des Vorjahres entfielen 49 Prozent auf das Verteilernetz und 51 Prozent auf das Übertragungsnetz. Im zweiten Quartal 2024 entfielen hingegen noch 29 Prozent der Redispatch-Menge auf Maßnahmen aufgrund von Engpässen im Verteilernetz und 71 Prozent auf Maßnahmen aufgrund von Engpässen im Übertragungsnetz.

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 konventionellen Marktkraftwerke im zweiten Quartal 2026 um insgesamt 1.093 GWh erhöht (Q2 2025: 1.306 GWh). Zusätzlich wurde die Einspeisung von Reservekraftwerken um 479 GWh erhöht. Davon entfielen 283 GWh auf Abrufe sowie 196 GWh auf Probestarts und Testfahrten. Im Vorjahresquartal lagen die entsprechenden Mengen bei 252 GWh für Abrufe sowie 86 GWh für Probestarts und Testfahrten. Der Anstieg der Probestarts und Testfahrten ist auf unterschiedliche betriebliche Anlässe bei den Reservekraftwerken zurückzuführen, beispielsweise auf Tests nach Revisionen oder längeren Stillstandszeiten.

Ohne Berücksichtigung der Probestarts und Testfahrten belief sich die gesamte Erhöhung zum Ausgleich der Reduzierungen auf 1.376 GWh. Damit lag sie rund 12 Prozent unter dem Wert des Vorjahresquartals (Q2 2025: 1.558 GWh). Der gesunkene Einsatz von Reservekraftwerken ist darauf zurückzuführen, dass das Redispatchvolumen im Vergleich zum Vorjahr insgesamt geringer ausfiel.

Entgegen diesem Trend haben die Reduzierungen im Verteilernetz deutlich zugenommen. Da Verteilernetzbetreiber diese nicht eigenständig ausgleichen können, 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 2026 rund 595 GWh und lag damit 36 Prozent unter dem Wert des Vorjahresquartals (Q2 2025: 937 GWh). Analog zum Rückgang der Abregelung von Wind-Offshore ist dies unter anderem auf das geringere Windaufkommen, veränderte Netzflüsse infolge der hohen PV-Einspeisung sowie den fortschreitenden Netzausbau zurückzuführen. Diese Faktoren führten insgesamt zu einem geringeren Bedarf an Countertrading-Maßnahmen.

Kosten des Netzengpassmanagements trotz mengenmäßigen Rückgangs leicht gestiegen

Die vorläufigen Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement betrugen im zweiten Quartal 2026 rund 673 Mio. Euro (Q2 2025: 659 Mio. Euro) und sind damit trotz des mengenmäßigen Rückgangs leicht gestiegen. Hauptkostentreiber waren die gestiegenen Vorhaltekosten der Reservekraftwerke. Die Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement setzen sich wie folgt zusammen:

Die vorläufigen Kosten für Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Marktkraftwerken beliefen sich im zweiten Quartal 2026 auf 199 Mio. Euro und lagen damit 11 Prozent über dem Vorjahreswert (Q2 2025: 179 Mio. Euro). Der Anstieg ist insbesondere auf höhere Brennstoff- und Großhandelspreise zurückzuführen.

Der finanzielle Ausgleich an die Betreiber abgeregelter Erneuerbare-Energien-Anlagen betrug im zweiten Quartal 2026 rund 126 Mio. Euro und lag damit 21 Prozent unter dem Wert des Vorjahresquartals (Q2 2025: 159 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 Marktprämie. Das ist die Förderzahlung im Rahmen der Direktvermarktung nach dem EEG. 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.
Die durchschnittlichen Großhandelspreise lagen im zweiten Quartal 2026 um 36 Prozent über dem Vorjahresquartal (Q2 2026: 95 Euro/MWh; Q2 2025: 70 Euro/MWh). Steigende Großhandelspreise führen zu einer geringeren Marktprämie und damit zu einem niedrigeren finanziellen Ausgleich. Der Rückgang des finanziellen Ausgleichs ist somit zum einen auf die gestiegenen Großhandelspreise und zum anderen auf das geringere Abregelungsvolumen von Erneuerbare-Energien-Anlagen zurückzuführen.

Die vorläufigen vorhalte- und einsatzunabhängigen Kosten für die Netzreserve beliefen sich im zweiten Quartal 2026 auf 256 Mio. Euro (Q2 2025: 219 Mio. Euro). Die Einsatzkosten lagen mit rund 81 Mio. Euro nahezu auf dem Niveau des Vorjahresquartals (Q2 2025: 82 Mio. Euro). Insgesamt betrugen die Kosten für die Netzreserve damit rund 337 Mio. Euro.
Während die Einsatzkosten nahezu unverändert blieben, stiegen die Vorhaltekosten um 17 Prozent. Der Anstieg der Kosten ist auf verschiedene Faktoren zurückzuführen. Dazu zählen unter anderem Kosten im Zusammenhang mit der Aufnahme neuer Anlagen in die Netzreserve sowie höhere Overhead-, Personal- und Instandhaltungskosten.

Die saldierten Kosten für Countertrading betrugen im zweiten Quartal 2026 rund 10 Mio. Euro und lagen damit trotz der gestiegenen Großhandelspreise 47 Prozent unter dem Vorjahreswert (Q2 2025: 19 Mio. Euro). Der Rückgang ist im Wesentlichen auf das geringere Volumen der Countertrading-Maßnahmen zurückzuführen.