Die Bundesnetzagentur hat Ende März eine Auswertung über die Redispatch-Maßnahmen 2025 veröffentlicht. Die Interpretation der Zahlen ist ganz unterschiedlich möglich.
Das Strommarktdesign in Deutschland ist so ausgelegt, als gäbe es keinerlei Restriktionen bei den Netzkapazitäten für Transport und Verteilung des Stroms. Dass das bei weitem nicht der Fall ist, dürfte sich inzwischen herumgesprochen haben. Demensprechend wird an den Strombörsen und -märkten zunächst ermittelt, welche Stromerzeuger (einschließlich ausspeisender Batteriespeicher) in jeder Viertelstunde welche Strommengen erzeugen und was die Stromverbraucher beziehen.
Zentrale Bedeutung kommt dabei der Day ahead-Spotauktion an den Strombörsen und dem Merit Order-Prinzip zu. Die so ermittelten Daten werden von den Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) den Übertragungsnetzbetreibern und auch den Verteilnetzbetreibern zur Verfügung gestellt. Dieser ganze Prozess ist der Dispatch.
Die Netzbetreiber prüfen, ob diese Konstellation netztechnisch möglich ist. Ist dies nicht der Fall werden Erzeugungsanlagen vor dem Netzengpass angewiesen, ihre Stromerzeugung zu reduzieren (negativer Redispatch) und Betreiber von Anlagen hinter dem Netzengpass müssen im Gegenzug höhere Strommengen als geplant zu Verfügung stellen (positiver Redispatch). Der Prozess ist detailliert geregelt, insbesondere auch die den beiden Betreibergruppen zu zahlenden Entschädigungen, und weitgehend automatisiert.
Der Veröffentlichung der Bundesnetzagentur ist zu entnehmen, dass das Mengenvolumen der negativen Redispatch-Maßnahmen insgesamt gegenüber 2024 um 7% auf 15.549 GWh zugenommen hat. Davon entfielen 60% auf erneuerbare Energien. Auch bei fossilen Kraftwerken gibt es in großem Umfang Eingriffe. Im Osten Deutschlands gibt es sehr viel Erneuerbare Energieerzeugung, wenig Stromverbrauch und viele Braunkohlekraftwerke. Wenn der Strom nicht vollständig abtransportiert werden kann, werden sinnvollerweise als erstes die Braunkohlekraftwerke abgeregelt. Die Frage, welche Erzeugung den Netzengpass verursacht hat, ist damit nicht beantwortet.
Die Abregelung von Solarstrom hat gegenüber 2024 um 94% auf 2.704 GWh zugenommen, die von Windstrom, insbesondere Offshore-Wind hat hingegen abgenommen. Damit einhergehend haben die Abregelungen aufgrund von Netzengpässen im Übertragungsnetz deutlich auf 65% des gesamten Abregelungsvolumens abgenommen, während sie im Verteilnetz auf 35% zugenommen haben. Das Problem liegt also nicht mehr nur bei den großen Nord(Ost)-Süd-Verbindungen.
Trotz der Zunahme des Volumens um 7% schreibt die Bundesnetzagentur, dass das Gesamtvolumen insgesamt konstant geblieben ist. Wie kann das sein? Es werden negativer und positiver Redispatch addiert. Theoretisch muss der positive Redispatch genau so groß sein wie der negative, sonst die Bilanz nicht mehr. Abregelungen in den Verteilnetzen werden jedoch nicht durch die Netzbetreiber, sondern durch die BKV ausgeglichen, was in der Statistik nicht auftaucht.
Desweiteren gibt die Bundesnetzagentur an, dass mehr als „96% der erneuerbaren Energie ins Netz eingespeist werden“ konnten. Das stimmt so nicht. Bereits im Dispatch-Prozess sind erhebliche Mengen an erneuerbarer Stromerzeugung seitens der Betreiber bzw. Direktvermarkter abgeregelt worden. Diese Mengen tauchen in der Redispatch-Statistik nicht auf und sind zahlenmäßig unbekannt.
Bekanntermaßen gibt es am Spotmarkt in erheblichem Umfang negative Preise, Erzeugungsanlagen mit negativen Grenzkosten hingegen gibt es nicht. Dass es die negativen Preise überhaupt gibt, liegt daran, dass immer noch ältere EE-Anlagen ihre Vergütung auch bei negativen Preisen bekommen, viele Biomassekraftwerke aus technischen Gründen und wegen Wärmelieferverpflichtungen nicht abregelbar sind oder die EE-Anlagen hinter einer Netzübergabestelle Netzentgelte, Umlagen etc. einsparen.
Fest steht, dass der Umfang dieser marktgetriebenen Abregelungen deutlich ansteigt, denn die Zahl der Stunden mit negativen Preisen nimmt zu. Insbesondere Solarstrom ist hiervon betroffen. Es sind also 96% dessen, was erzeugt werden sollte eingespeist worden, nicht 96% von dem was hätte erzeugt werden können.
Die Redispatch-Kosten sind 2025 nur leicht auf etwas über 3 Mrd. Euro gestiegen. 2022 lagen sie bei 4,2 Mrd. Euro. Der positive Redispatch erfolgt mit fossilen Kraftwerken, meist mit Gaskraftwerken. Je höher deren Stromerzeugungskosten sind, desto höher sind die Redispatch-Kosten. Deswegen waren die Kosten 2022 so hoch. Sinkende Redispatch-Kosten sind also nicht unbedingt ein Indiz für eine bessere Integration der erneuerbaren Energien oder erfolgreichen Netzausbau.
Trotz aller Bemühungen um den Netzausbau und Batteriespeicher werden die insgesamt, also markt- und netzbetreiberseitig abzuregelnden EE-Strommengen weiter steigen. Angesichts der jüngst gestiegenen Gaspreise werden 2026 die Redispatch-Kosten vermutlich noch höher als 2025 sein.