Zwar verringerte sich das Maßnahmenvolumen im Netzengpassmanagement im Jahr 2024 insgesamt um rund 12 Prozent im Vergleich zum Vorjahr und führte mit den gesunkenen Brennstoffpreise zu einem Rückgang der vorläufigen Gesamtkosten um 17 Prozent. Im vierten Quartal 2024 zogen Maßnahmenvolumen und Kosten des Netzengpassmanagements jedoch noch einmal deutlich an: 10.424 GWh wurden zur Stabilisierung des Netzes aufgewendet – ein Plus von 19 Prozent gegenüber dem Vorjahresquartal. Ein Jahr zuvor waren es noch 8.727 GWh gewesen. Dies ergeben die Bundesnetzagentur-Daten auf SMARD.
Zwei Entwicklungen stechen besonders hervor:
- Redispatch mit Offshore-Windkraftanlagen stieg von 1.504 GWh auf 1.812 GWh. Auslöser war eine langanhaltende Windfront Mitte Dezember, die zu einer so starken Einspeisung führte, dass das Stromnetz überlastet war.
- Einsätze von Reservekraftwerken nahmen kräftig zu – von 291 GWh im Q4 2023 auf 797 GWh. Grund hierfür ist die Rückführung mehrerer Anlagen in die Netzreserve nach dem Auslaufen des Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes im zweiten Quartal 2024.
Die Folge: Kosten in Höhe von 928 Mio. Euro – rund fünf Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum. Besonders teuer war der Dezember: Allein in diesem Monat verursachte das Netzengpassmanagement Kosten von 370 Mio. Euro – ein neuer Höchstwert seit der Energiekrise.
Weniger Eingriffe ins Stromnetz: Redispatch-Maßnahmen 2024 rückläufig
Insgesamt zeigte das Netzengpassmanagement in Deutschland 2024 eine positive Entwicklung: Der Redispatchbedarf ist im Vergleich zum Vorjahr spürbar gesunken. Das gesamte Maßnahmenvolumen verringerte sich von 34.297 GWh im Jahr 2023 auf 30.304 GWh. Die vorläufigen Gesamtkosten reduzierten sich entsprechend auf rund 2,78 Mrd. Euro (2023: 3,34 Mrd. Euro).
Hohe Integration erneuerbarer Energien: Trotz punktueller Abregelungen konnten 96,5 Prozent des erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien zu den Letztverbrauchern transportiert werden.
Rückgang bei EE-basierten Redispatch-Maßnahmen
Die im Redispatch angepassten Einspeisungen lagen 2024 bei 22.777 GWh (2023: 27.068 GWh). Davon entfielen:
- 14.454 GWh auf Einspeisereduktionen
- 9.374 GWh auf Redispatch-Maßnahmen mit EE-Anlagen – ein Rückgang um 11 Prozent gegenüber dem Vorjahr (2023: 10.479 GWh)
Insbesondere bei Anlagen am Übertragungsnetz war ein deutlicher Rückgang zu verzeichnen (2023: 6.057 GWh → 2024: 4.992 GWh). Die Einschnitte bei EE-Anlagen am Verteilernetz blieben mit rund 4.382 GWh im Vergleich zum Vorjahr (4.422 GWh) nahezu konstant.
Windkraft weniger, Solar deutlich stärker abgeregelt
Am häufigsten betroffen waren Windkraftanlagen:
- Offshore-Wind: 4.562 GWh (–20 Prozent gegenüber 2023)
- Onshore-Wind: 3.384 GWh (–15 Prozent gegenüber 2023)
Der Rückgang ist vor allem auf ein windärmeres Jahr 2024 zurückzuführen – trotz eines starken Dezembers.
Die meisten Abregelungen erfolgten in:
- Niedersachsen: 2.412 GWh (Offshore), 912 GWh (Onshore)
- Schleswig-Holstein: 1.773 GWh (Offshore), 806 GWh (Onshore)
Solarenergie musste hingegen deutlich häufiger abgeregelt werden: Mit 1.389 GWh verdoppelte sich die Menge gegenüber dem Vorjahr nahezu (+97 %). Gründe waren der starke Zubau bei PV-Anlagen und außergewöhnlich hohe Sonneneinstrahlung im Sommer 2024. Spitzenreiter war Bayern mit 986 GWh.
Engpässe verlagern sich Richtung Verteilernetze
Rund 47 Prozent der abgeregelten EE-Anlagen waren am Verteilnetz angeschlossen. Die Ursache lag jedoch in 74 Prozent der Fälle im Übertragungsnetz (2023: 80 Prozent). Gleichzeitig zeichnet sich eine zunehmende Engpassverlagerung hin zum Verteilnetz ab: Dessen Anteil an den Redispatch-Mengen für EE-Anlagen stieg von 20 Prozent (2023) auf 26 Prozent (2024).
Insgesamt machten die Abregelungen nur 3,5 Prozent der gesamten EE-Erzeugung aus – was für eine hohe Netzintegration spricht.
Positive Redispatch-Mengen und Einsatz konventioneller Kraftwerke
Zur Kompensation der Abregelungen wurde die Einspeisung konventioneller Kraftwerke um insgesamt 8.322 GWh erhöht – ein Rückgang von fast 25 Prozent gegenüber 2023 (11.021 GWh). Gründe dafür:
- Weniger Bedarf durch reduzierte Einspeisereduktionen
- Rückführung von Kraftwerken in die Netzreserve nach Auslaufen des Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes (Q2/2024)
Reservekraftwerke wurden mit 1.788 GWh zur Netzstabilisierung eingesetzt – deutlich mehr als im Vorjahr (1.214 GWh).
Am häufigsten eingesetzt wurden:
- Erdgaskraftwerke: 4.151 GWh
- Steinkohlekraftwerke: 3.792 GWh
Die größten Beiträge leisteten:
- NRW: 1.747 GWh (Erdgas), 1.151 GWh (Steinkohle)
- Niedersachsen: 1.130 GWh (Erdgas)
- Baden-Württemberg: 1.787 GWh (Steinkohle)
