Bundesnetzagentur meldet weniger Eingriffe ins Stromnetz – Kosten im ersten Quartal 2026 um elf Prozent gesunken

Bonn – Das Maßnahmenvolumen im Netzengpassmanagement der deutschen Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber ist im ersten Quartal 2026 gegenüber dem Vorjahreszeitraum spürbar zurückgegangen. Sowohl das eingesetzte Maßnahmenvolumen als auch die damit verbundenen Kosten sanken deutlich, wie die Bundesnetzagentur über ihre Plattform SMARD mitteilt.

Wie stark Netzbetreiber in Erzeugung und Verbrauch eingreifen müssen, hängt maßgeblich vom fortschreitenden Ausbau Erneuerbarer Energien in Regionen mit geringer lokaler Nachfrage ab und variiert von Quartal zu Quartal. Da der Netzausbau vielerorts nur verzögert vorankommt, gleichen Netzbetreiber Erzeugung und Verbrauch kurzfristig räumlich aus – etwa durch Eingriffe in die Einspeisung von Kraftwerken und Erneuerbare-Energien-Anlagen in überlasteten Netzbereichen.

Maßnahmenvolumen sinkt um neun Prozent

Das gesamte Maßnahmenvolumen des Netzengpassmanagements – bestehend aus Redispatch mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading – ging von 9.035 GWh im ersten Quartal 2025 auf 8.248 GWh im ersten Quartal 2026 zurück, ein Minus von rund neun Prozent. Die vorläufigen Gesamtkosten sanken parallel um rund elf Prozent auf etwa 784 Mio. Euro (Q1 2025: 882 Mio. Euro). Getragen wird der Rückgang unter anderem von den zur Behebung von Netzengpässen erforderlichen Einspeisungserhöhungen, die um rund 16 Prozent auf 2.764 GWh sanken (Q1 2025: 3.277 GWh), sowie vom Countertrading, das um knapp elf Prozent auf 1.405 GWh zurückging (Q1 2025: 1.575 GWh). Das Redispatch-Volumen mit erneuerbaren Energien selbst stieg dagegen leicht an – nach Angaben der Bundesnetzagentur konnten dennoch rund 97 Prozent der erneuerbaren Stromerzeugung ohne Abregelung in das Netz eingespeist werden.

Photovoltaik und Windkraft an Land ziehen an, Offshore-Wind sinkt deutlich

Das gesamte Redispatch-Volumen mit erneuerbaren Energien stieg von 2.153 GWh im ersten Quartal 2025 auf 2.215 GWh im ersten Quartal 2026, ein Plus von rund drei Prozent. Hinter dieser nahezu stabilen Gesamtsumme verbergen sich jedoch gegenläufige Entwicklungen bei den einzelnen Technologien. Das Redispatch-Volumen mit Photovoltaikanlagen stieg von 234 GWh auf 288 GWh, ein Plus von rund 23 Prozent – nach Angaben der Bundesnetzagentur vor allem eine Folge des kontinuierlichen Zubaus installierter Photovoltaikleistung, der sich trotz eines vergleichsweise sonnenarmen ersten Quartals 2026 zeigte. Die Abregelung von Windenergieanlagen an Land legte um rund 39 Prozent auf 1.054 GWh zu (Q1 2025: 758 GWh); als Faktor nennt die Regulierungsbehörde die im Vergleich zum windarmen Vorjahresquartal höhere Windverfügbarkeit sowie die steigende installierte Leistung. Diese Zuwächse bei PV und Onshore-Wind wurden durch die Entwicklung bei Offshore-Windenergie nahezu ausgeglichen: Obwohl deren Stromerzeugung von 6,7 TWh auf 9,7 TWh anstieg, sank das zugehörige Redispatch-Volumen um rund 25 Prozent auf 864 GWh (Q1 2025: 1.155 GWh) – die Bundesnetzagentur führt dies unter anderem auf den fortschreitenden Netzausbau zurück.

Anteil des Verteilernetzes an den Engpassursachen wächst weiter

Auch die Ursache der Engpässe verlagert sich zunehmend: Rund 34 Prozent der Redispatch-Menge mit erneuerbaren Energien gingen im ersten Quartal 2026 auf Engpässe im Verteilernetz zurück, 66 Prozent auf das Übertragungsnetz. Im Vorjahresquartal lag der Anteil des Verteilernetzes noch bei 21 Prozent (Übertragungsnetz: 79 Prozent), im ersten Quartal 2024 bei 27 Prozent und im ersten Quartal 2023 erst bei 17 Prozent.

Reservekraftwerke verursachen deutlich höhere Kosten

Die Kostenstruktur veränderte sich uneinheitlich. Die Einsatzkosten für Redispatch mit konventionellen Anlagen sanken um rund 33 Prozent auf 282 Mio. Euro (Q1 2025: 423 Mio. Euro). Der finanzielle Ausgleich für Betreiber abgeregelter Erneuerbare-Energien-Anlagen ging trotz leicht gestiegenem Abregelungsvolumen um rund 22 Prozent auf 55 Mio. Euro zurück (Q1 2025: 71 Mio. Euro) – laut Bundesnetzagentur eine Folge der veränderten Zusammensetzung der Abregelungen, da die je Megawattstunde höher vergüteten Offshore-Wind-Abregelungen zurückgingen, während PV und Wind Onshore zunahmen. Gegenläufig stiegen die Kosten für Reservekraftwerke insgesamt um rund 21 Prozent auf 430 Mio. Euro (Q1 2025: 355 Mio. Euro), da mehr Anlagen in der Netzreserve vorgehalten wurden. Die Countertrading-Kosten sanken um rund 49 Prozent auf 17 Mio. Euro (Q1 2025: 33 Mio. Euro).

Der Rückgang von Maßnahmenvolumen und Kosten im ersten Quartal 2026 fällt damit trotz gegenläufiger Entwicklungen bei einzelnen Technologien und Kostenkategorien insgesamt deutlich aus. Die Bundesnetzagentur verweist zugleich darauf, dass neben dem Übertragungsnetz zunehmend auch die Verteilernetze für das Engpassmanagement an Bedeutung gewinnen, da der Zubau dezentraler Erneuerbare-Energien-Anlagen dort vermehrt Engpässe verursacht.

Quelle: IWR Online

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