Strom wird erzeugt. Strom wird bezahlt. Strom fließt nicht.
Das ist kein Ausnahmefall. Es ist die Standardsituation im deutschen Stromnetz an jedem Tag mit starkem Wind im Norden oder intensiver Sonneneinstrahlung in der Fläche. Das Verfahren heißt Redispatch. Der Übertragungsnetzbetreiber ordnet an: ein Windpark in Schleswig-Holstein regelt ab, ein Gaskraftwerk in Bayern fährt hoch. Der abgeregelte Windpark wird für den nicht erzeugten Strom entschädigt. Das hochgefahrene Kraftwerk wird über seinen Marktpreis hinaus vergütet.
Doppelkosten — einmal für Strom, der nicht fließt, einmal für Ersatzstrom, der fließen soll. 2023 summierte das auf 3,1 Milliarden Euro.
Hinweis vorab: Die Berliner Stromausfälle von 2024 bis 2026 — insbesondere Lichterfelde, 3. Januar 2026 — waren gezielte Sabotageakte der »Vulkangruppe«, keine Netzüberlastungsfälle. Beides sind reale Probleme; sie haben unterschiedliche Ursachen. Dieser Artikel behandelt das strukturelle Netzproblem.
Was Redispatch ist#
Das physikalische Problem ist einfach: Norddeutschland produziert mehr Strom als die Nord-Süd-Leitungen transportieren können. Der Strom existiert auf dem Papier — er wurde ins Netz eingespeist oder steht bereit. Aber die Elektronen kommen nicht durch.
Strom sucht sich den Weg des geringsten Widerstands. Wenn Hochspannungsleitungen an ihrer Kapazitätsgrenze sind, droht Überlastung — im schlimmsten Fall ein Netzausfall im ganzen Verbundnetz. Also greift der Netzbetreiber ein: Erzeugung nördlich des Engpasses runter, Erzeugung südlich des Engpasses rauf. Das schützt das Netz. Es erzeugt keine zusätzliche Energie. Es kostet Geld.
2023 wurde auf diese Weise 34 Terawattstunden Strom umverteilt. Zum Vergleich: Der Jahresstromverbrauch Österreichs liegt bei rund 70 TWh. Deutschland hat 2023 also Strom im Volumen von fast der Hälfte des österreichischen Jahresbedarfs durch Redispatch-Eingriffe gemanagt.
Die Zahlen — und warum der Trend täuscht#
Die Redispatch-Kosten sind in den letzten zwei Jahren gesunken:
| Jahr | Volumen | Kosten |
|---|---|---|
| 2022 | ~26 TWh | ~4,2 Mrd. € |
| 2023 | 34,3 TWh | 3,1 Mrd. € |
| 2024 | 30,3 TWh | 2,7 Mrd. € |
Das klingt wie Fortschritt. Die Bundesnetzagentur erklärt es präzise: »Der Rückgang der Kosten ist hauptsächlich auf die gesunkenen Brennstoff- und Großhandelspreise zurückzuführen.«
Das Volumen der Eingriffe ist nicht gesunken. Der Preis für die Eingriffe ist gesunken, weil Erdgas billiger geworden ist. Wenn die Energiepreise wieder steigen — aus geopolitischen Gründen, aus Lieferengpässen, aus regulatorischen Veränderungen — steigen die Redispatch-Kosten mit. Das strukturelle Problem, das die Eingriffe erzwingt, ist unverändert.
Die Lücke: Netz gegen Erzeugung — und wer sie verschuldet hat#
Der Grund für den Engpass ist bekannt und dokumentiert. Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber haben gemeinsam mit der Bundesnetzagentur den Netzentwicklungsplan 2037/2045 vorgelegt. Ergebnis: 4.800 km neue Leitungen, 2.500 km Verstärkungen, fünf neue HGÜ-Verbindungen von Nord nach Süd. Investitionsvolumen bis 2045: 360 bis 390 Milliarden Euro.
Das Kernprojekt heißt SuedLink: eine Gleichstromtrasse von Brunsbüttel in Schleswig-Holstein bis Großgartach in Baden-Württemberg. Ursprünglich sollte SuedLink 2022 oder 2023 in Betrieb gehen. Die vollständige Genehmigung kam im Oktober 2024. Inbetriebnahme: Ende 2028 — rund fünf Jahre Verspätung.
Die Ursache ist politisch konkret belegbar: Das damalige bayerische Kabinett unter Ministerpräsident Seehofer und seinem Nachfolger Söder blockierte ab 2012 öffentlich jede Freileitung-Trasse durch Bayern. Die Erdkabel-Lösung — technisch aufwendiger, teurer, genehmigungsrechtlich komplexer — war der politische Kompromiss, der 2015 im Energieleitungsausbaugesetz festgeschrieben wurde. Er hat die fünf Jahre Verspätung produziert.
Die Frage, wessen politische Entscheidung die Milliarden-Kosten der Zwischenzeit erzeugt hat, hat eine klare Antwort.
2028 ist auch nicht das Ende des Problems: SuedLink entlastet den nord-süd-Engpass von Schleswig-Holstein nach Baden-Württemberg. Parallel werden SuedOstLink (Bayern–Sachsen-Anhalt) und weitere Projekte bis in die 2030er Jahre gebaut. Der NEP 2037/2045 läuft bis 2045. 2028 ist eine Teilentlastung, kein Endpunkt.
Was der Verbraucher bezahlt — und wer kassiert#
Die Redispatch-Kosten werden über die Netzentgelte auf alle Stromnutzer umgelegt. Die durchschnittlichen Übertragungsnetzentgelte lagen zuletzt bei 6,43 Cent pro Kilowattstunde; Netzkosten machen beim durchschnittlichen Haushalt rund 25 Prozent der Stromrechnung aus.
Auf der Empfängerseite sieht das so aus: Die vier Übertragungsnetzbetreiber, die die Kosten managen und weiterreichen, gehören zu einem erheblichen Teil ausländischen Investoren. TenneT gehört dem niederländischen Staat. 50Hertz ist im Eigentum des belgischen Elia-Konzerns und eines australischen Infrastrukturfonds. Amprion gehört institutionellen Investoren. TransnetBW ist eine Tochter von EnBW. Die hochgefahrenen Gaskraftwerke — RWE, Uniper, EnBW, LEAG — erhalten ihre Redispatch-Vergütung über dem jeweiligen Marktpreis. Das ist kein Vorwurf; es ist die Struktur.
2026 sinken die Netzentgelte um knapp 20 Prozent. Die Bundesregierung erklärt wie: 6,5 Milliarden Euro aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) fließen direkt an die vier Übertragungsnetzbetreiber — einmalig für das Jahr 2026. Das senkt die Kosten, die über die Netzentgelte weitergegeben werden. Es verändert nichts an den physikalischen Engpässen und nichts am 390-Milliarden-Investitionsbedarf. Es schiebt die Rechnung ins nächste Jahr.
Das Marktsignal: Negative Preise#
An der Strombörse gibt es ein präzises Signal für das strukturelle Problem: negative Preise. 2024 gab es 457 Stunden mit negativen Strompreisen, 2025 bereits 465 Stunden — Rekord.
Negative Preise entstehen, wenn mehr Strom erzeugt wird als das Netz verteilen und die Verbraucher abnehmen können, und Kraftwerke trotzdem laufen. Das ist das korrekte Preissignal für »das Netz ist voll«. Der Batteriemarkt reagiert darauf: Laut Bundesnetzagentur befinden sich Anfang 2026 mehr als 50 GW an Großspeicher-Projekten in Planung oder Genehmigung. In Betrieb sind aktuell rund 4 GWh / 2,5 GW — wachsend schnell, aber noch deutlich kleiner als die 30 TWh Redispatch-Volumen pro Jahr. Die Speicher, die das Problem strukturell adressieren würden, existieren in den richtigen Größenordnungen noch nicht.
Bundeswirtschaftsministerin Katharina Reiche hat im Februar 2026 ein Netzpaket vorgelegt, das den Erzeugungsausbau mit dem Netzausbau synchronisieren soll: EE-Betreiber sollen Netzanschlüsse stärker selbst finanzieren, Entschädigungen bei Zwangsabregelung werden reduziert. Das ist die Logik “wer Kosten verursacht, trägt sie”. Als Nebeneffekt verlangsamt es den EE-Ausbau. Und es erklärt nicht, wer in den Jahren bis zur vollen Netzinfrastruktur die Differenz trägt.
Die Antwort steht in jedem Netzentgelt-Bescheid.
Quellen: Bundesnetzagentur Quartalsbericht Netzengpassmanagement Q4/2023 und Q4/2024; Netzentwicklungsplan 2037/2045 (BNetzA-Bestätigung März 2024); Bundesnetzagentur Daten Netzentgelte und Stromspeicher; Bundesregierung zur Netzentgeltsenkung 2026; E-Control Austria Stromstatistik; pv magazine Negativpreise 2024/2025; TenneT SuedLink-Projektseite.
