Drei Milliarden für ein Netz, das es so nicht gibt - was Redispatch kostet und wer dafür zahlt

Wenn in Norddeutschland der Wind stark weht, stehen manchmal Windräder still. Nicht, weil niemand den Strom bräuchte, sondern weil er nicht dorthin kommt, wo er gebraucht wird. Für diesen Vorgang gibt es einen Begriff, der außerhalb der Energiewirtschaft selten fällt, nämlich Redispatch. Er kostet jedes Jahr rund drei Milliarden Euro. Und er führt regelmäßig zu der Frage, ob man diesen Strom nicht besser in Wasserstoff umwandeln sollte. Die Frage ist berechtigt. Die Antwort ist unbequemer, als sie auf den ersten Blick wirkt.

Was Redispatch ist

Redispatch wird häufig mit dem Ziel einer stabilen Netzfrequenz erklärt, also mit dem Gleichgewicht zwischen erzeugtem und verbrauchtem Strom. Das ist falsch. Für dieses Gleichgewicht der berühmten 50 Hertz sorgt mit der Regelleistung ein anderes Instrument.

Redispatch löst ein räumliches Problem. Kraftwerke speisen dort ein, wo sie stehen. Verbraucher entnehmen dort, wo sie sitzen. Dazwischen liegen Leitungen mit begrenzter Kapazität. Droht eine Leitung oder ein Transformator überlastet zu werden, greift der Netzbetreiber ein. Er regelt eine Anlage vor dem Engpass herunter und fährt eine andere hinter dem Engpass hoch. Die Strommenge im System bleibt gleich, nur ihre geografische Herkunft ändert sich.

In Deutschland verläuft der wichtigste dieser Engpässe von Nord nach Süd. Windstrom aus Schleswig-Holstein, Niedersachsen und der Nordsee trifft auf Leitungen, die ihn nicht vollständig in die Verbrauchszentren im Süden transportieren können. Also wird im Norden abgeregelt und im Süden ein Gas- oder Kohlekraftwerk hochgefahren.

Neben dem Redispatch im engeren Sinn gehören zu diesem Netzengpassmanagement noch das Countertrading, bei dem Netzbetreiber Strom am Markt kaufen, um Transportbedarfe zu verringern, sowie der Einsatz von Reservekraftwerken.

Wo die Kosten herkommen

Die Kosten entstehen an drei Stellen. Erstens muss der abgeregelte Anlagenbetreiber entschädigt werden. Er hätte Strom verkaufen können und darf durch den Eingriff nicht schlechter stehen. 2024 flossen dafür rund 554 Millionen Euro an Betreiber erneuerbarer Anlagen.

Zweitens muss der Strom, der im Norden nicht erzeugt wird, im Süden erzeugt werden. Das geschieht mit Kraftwerken, die nicht am Zug gewesen wären, also mit teureren. Die Differenz ist ein Kostenblock.

Drittens kommen Reservekraftwerke und Countertrading hinzu, die mit der Abregelung erneuerbarer Anlagen nur mittelbar zu tun haben.

In Summe lag das Netzengpassmanagement 2023 bei rund 3,3 Milliarden Euro, 2024 bei rund 3,0 Milliarden und 2025 bei rund 3,1 Milliarden. Der Höchststand war 2022 mit 4,1 Milliarden Euro. Die Kosten sinken also nicht linear, sie schwanken mit Brennstoffpreisen, Wetterlagen und dem Fortschritten beim Netzausbau.

Wichtig für die Einordnung: Abgeregelt wird nur ein kleiner Teil der Erzeugung. 2024 konnten 96,5 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien eingespeist und genutzt werden. Abgeregelt wurden rund 3,5 Prozent, das entspricht etwa 9,4 Terawattstunden. Wer von "weggeworfenem Strom" in Milliardenhöhe spricht, verwechselt die Gesamtkosten des Engpassmanagements mit dem Wert der abgeregelten Energie.

Wer die Kosten zahlt

Nicht der Steuerzahler. Diese Verwechslung ist verbreitet und falsch.

Die Kosten des Netzengpassmanagements werden über die Netzentgelte umgelegt. Sie erscheinen auf der Stromrechnung, nicht im Bundeshaushalt. Bezahlt werden sie damit von allen Stromkunden, von der Privatperson bis zum Industriebetrieb.

Interessant ist die räumliche Umverteilung dabei. Ein Beispiel: Die Schleswig-Holstein Netz AG hat 2025 rund 802 Gigawattstunden an Land abgeregelt, mit Kosten von rund 74,2 Millionen Euro. Über 65 Prozent dieser Abregelungen führt sie auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers TenneT durch, wegen Engpässen im Höchstspannungsnetz, die teilweise gar nicht in Schleswig-Holstein liegen.

Entsprechend werden diese Kosten überwiegend bundesweit über die Übertragungsnetzentgelte umgelegt, nicht regional. Der Ort der Abregelung und der Ort der Ursache fallen regelmäßig auseinander.

Redispatch löst ein räumliches Problem. Kraftwerke speisen dort ein, wo sie stehen. Verbraucher entnehmen dort, wo sie sitzen.

Redispatch: Warum das System so teuer ist

Bis hierher klingt Redispatch nach einem rein technischen Ausgleichsmechanismus. Ökonomisch ist es mehr als das. Redispatch hält eine Preiswelt aufrecht, die es im Netz physikalisch nicht gibt.

In Deutschland gilt ein einheitlicher Börsenstrompreis für das gesamte Bundesgebiet. Erzeuger und Verbraucher handeln so, als wäre der Strom überall gleich knapp. Tatsächlich ist er es nicht. Im Norden gibt es wegen des Windangebots häufig Überschüsse, im Süden übersteigt die Nachfrage oft das Angebot. Der einheitliche Preis blendet die begrenzte Transportkapazität dazwischen aus. Redispatch korrigiert diese Fiktion hinterher, physikalisch und auf Kosten der Netzentgelte. Man kann Redispatch deshalb auch als den Preis lesen, den wir für eine einzige, bundesweite Strompreiszone zahlen.

Der Streit um die Strompreiszone

Genau hier setzt eine seit Jahren laufende Debatte an. Die EU-Kommission drängt seit Langem darauf, Deutschland in mehrere Gebotszonen zu teilen. Die Logik dahinter ist ein Preissignal. Wäre Strom im windreichen Norden günstiger und im Süden teurer, würden sich Verbrauch und neue Erzeugung von allein dorthin orientieren, wo das Netz sie verkraftet. Der Ausgleich fände im Markt statt, nicht nachträglich über Redispatch. Befürworter, darunter der Thinktank Epico und zuletzt die Grünen, sehen darin die effizientere Lösung, weil sie an der Ursache ansetzt statt am Symptom. Auch mehrere Nord- und Ostländer wie Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Brandenburg haben die Idee ins Spiel gebracht, teils mit dem Gedanken, gemeinsame Zonen mit Dänemark oder Polen zu bilden.

Dagegen steht ein ebenso ernstes Argument. Eine Teilung würde den Süden, allen voran das industriestarke Bayern, zur Hochpreiszone machen. Die dortige Wirtschaft und die Bundesregierung lehnen das ab, im Koalitionsvertrag ist der Erhalt der einheitlichen Zone festgeschrieben. Kritiker verweisen auf höhere Strompreise für die Industrie, geringere Liquidität am Markt, eine Umsetzungsdauer von mehreren Jahren und darauf, dass zentrale Netzprojekte wie SuedOstLink, Ultranet und SuedLink einen großen Teil der heutigen Engpässe ohnehin bis Ende des Jahrzehnts beseitigen sollen, bevor eine Teilung überhaupt wirksam würde. Auch Teile der Erneuerbaren-Branche sind skeptisch, weil niedrigere Preise im Norden die Erlöse und damit die Investitionsanreize für Windkraft dort schwächen würden.

Die eigentliche Frage ist also weniger, ob das heutige System ineffizient ist. Das ist weitgehend unbestritten. Die Frage ist, ob eine Teilung der Zone die Kosten der Ineffizienz tatsächlich senkt oder sie nur an eine andere Stelle verschiebt.

Die europäische Dimension

Die Debatte endet nicht an der Grenze. Die EU-Kommission will die nationalen Strommärkte über einen massiven Ausbau grenzüberschreitender Leitungen zusammenwachsen lassen. Deutschlands einheitliche Zone gilt dabei zunehmend als Bremsklotz, weil der deutsche Preisdruck über neue Verbindungen in die Nachbarländer getragen wird. In Schweden etwa wächst die Sorge, sich über zusätzliche Interkonnektoren mit dem hohen deutschen Preisniveau anzustecken, was dort die Bereitschaft dämpft, solche Verbindungen überhaupt zu bauen. Die Frage der deutschen Gebotszone ist damit auch eine Frage der europäischen Marktintegration.

Was die Politik stattdessen versucht

Statt die Zone zu teilen, versucht die Bundesregierung, die Ungleichgewichte anders einzufangen. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche plant im Rahmen des sogenannten Netzpakets einen Redispatch-Vorbehalt. Neue Erneuerbaren-Anlagen in überlasteten Netzregionen sollen somit keine Entschädigung mehr erhalten, wenn ihr Strom nicht ins Netz aufgenommen werden kann. Die Erneuerbaren-Branche hält dagegen, das werde den Zubau in weiten Teilen Deutschlands unwirtschaftlich machen. Kritiker wenden ein, der Vorbehalt bekämpfe erneut das Symptom, nicht die Ursache, nämlich dass Netzengpässe im Strompreis kaum abgebildet werden. Reiche hat zuletzt Kompromissbereitschaft signalisiert.

Auffällig ist, worauf mehrere Beteiligte aus scheinbar gegensätzlichen Lagern hinauslaufen, nämlich auf den Ausbau von Netzen, Speichern und flexiblen Lasten, Wasserstoff eingeschlossen. Das ist kein Widerspruch zur Preiszonendebatte, sondern ihre praktische Kehrseite. Ob mit oder ohne regionale Preissignale, am Ende braucht es physische Kapazität, die Überschüsse dort aufnimmt, wo sie entstehen. Und diese Kapazität netzdienlich zu steuern, statt nur marktgetrieben, ist im Kern eine Datenaufgabe.