excerpt: Der Engpass liegt immer seltener auf der langen Nord-Süd-Achse und immer öfter direkt in der Fläche, wo viele Solaranlagen zur gleichen Zeit einspeisen. Nicht zu wenig Strom ist das Problem, sondern zu viel zur selben Stunde am falschen Netzpunkt.
Die Engpasslogik verschiebt sich
2025 wurden in Deutschland rund 30,3 Terawattstunden Strom im Rahmen des Netzengpassmanagements verschoben oder abgeregelt. Das Gesamtvolumen blieb damit fast unverändert. Verschoben hat sich etwas anderes: Photovoltaik wurde um 94 Prozent stärker abgeregelt als im Vorjahr, und rund ein Drittel dieser Eingriffe entstand bereits im Verteilnetz. Im zweiten Quartal lag der Anteil zeitweise bei 49 Prozent.
Man könnte nun folgern, dass es zu viel Solarstrom und zu wenig Netz gibt. Nicht falsch, aber erklärt zu wenig. Denn das Problem zeigt sich nicht einfach dort, wo besonders viel erneuerbare Erzeugung hinzukommt, sondern dort, wo Ausbaugeschwindigkeit, Netzarchitektur und Lastflüsse nicht mehr zusammenpassen. Dass gleichzeitig die Abregelung von Offshore-Wind um 27 Prozent sank, obwohl die Gesamtlage angespannt blieb, zeigt genau das. Es geht nicht um eine pauschale Überforderung des Systems durch Erneuerbare. Es geht um die Verschiebung der Engpasslogik.
Über Jahre war die dominante Erzählung die des Nord-Süd-Problems: Windstrom aus dem Norden trifft auf Verbrauchszentren im Süden, das Übertragungsnetz kommt nicht hinterher, konventionelle Kraftwerke müssen gegensteuern. Diese Logik trägt inzwischen nur noch begrenzt. Mit dem starken PV-Zubau verlagert sich die Einspeisung in die Fläche, näher an die Verteilnetze, oft in Regionen mit hoher Gleichzeitigkeit und begrenzter lokaler Aufnahmefähigkeit. Die Lastflüsse ändern ihre Richtung und ihr Muster. Aus dem klassischen Ferntransportproblem wird zunehmend ein Problem dezentraler Einspeisespitzen.
Der technische Kern dieses Problems liegt in der Gleichzeitigkeit der Einspeisung. Photovoltaik produziert zeitlich stark synchron, vor allem in den Mittagsstunden. Wenn in einer Region tausende Anlagen gleichzeitig einspeisen, entsteht lokal kein Strommangel, sondern ein Überschuss, der vom Verteilnetz nicht vollständig aufgenommen oder schnell genug in höhere Netzebenen abgeführt werden kann. Es kommt zu Rückspeisungen, Spannungsproblemen und schließlich zu Abregelungen, obwohl das System insgesamt weiterhin Strom benötigt. Der Engpass liegt damit nicht in der Erzeugungsmenge, sondern in der fehlenden Aufnahmefähigkeit am richtigen Ort zur richtigen Zeit.
Genau darin liegt die systemische Verschiebung. Das Stromsystem wurde lange auf zentrale Erzeugung und überregionale Verteilung hin optimiert. Erneuerbare, vor allem Photovoltaik, folgen einer anderen Logik. Sie speisen kleinteilig ein, zeitlich hoch synchron und oft auf Netzebenen, die historisch nicht dafür ausgelegt wurden, große Mengen Strom nach oben abzuleiten. Wenn an sonnigen Tagen tausende Anlagen gleichzeitig produzieren, entsteht kein Mangel an Strom, sondern ein Mangel an Netzaufnahmefähigkeit am richtigen Ort und zur richtigen Zeit.
Hinzu kommt ein zweiter, oft unterschätzter Faktor: die Steuerbarkeit. Ein großer Teil der Photovoltaikanlagen reagiert nicht auf den Zustand des Systems, sondern ausschließlich auf die Einstrahlung. Einspeisung folgt damit nicht dem Bedarf, sondern dem Wetter. Solange Erzeugung weder flexibel noch flächendeckend steuerbar ist, wächst mit jeder zusätzlichen Anlage nicht nur die Strommenge, sondern auch die Koordinationslast im System. Das Problem ist damit nicht nur infrastrukturell, sondern auch institutionell.
Bayern ist dafür kein Sonderfall aus politischen Gründen, sondern ein Vorläufer dieser Entwicklung. Der massive PV-Zubau trifft dort auf Netze, die für diese Einspeisedichte nicht gebaut wurden. Wenn mehr als die Hälfte aller Abregelungen eines Quartals in einem Bundesland anfällt, dann verweist das nicht zuerst auf regionales Fehlverhalten, sondern auf eine systemische Asymmetrie: Erzeugungskapazitäten lassen sich schneller installieren als Netzkapazitäten erweitern. Planung, Genehmigung und Bau folgen anderen Zeithorizonten als der Markthochlauf von Solaranlagen. Bayern zeigt damit nicht die Ausnahme, sondern die zukünftige Normalität in einem dezentralisierten System.
Daraus ergibt sich auch, warum die Kosten trotz stabilem Redispatch-Volumen steigen. Netzengpässe sind nicht nur eine Frage der Energiemenge, sondern der Koordination. Mit zunehmender Dezentralisierung steigt der Aufwand für Prognosen, Eingriffe und Regelung. Reservekraftwerke müssen nicht nur vorgehalten, sondern auch flexibler betrieben werden. Gleichzeitig sinkt die Entschädigung für abgeregelte Erneuerbare bei höheren Großhandelspreisen. Die Kostenstruktur des Engpassmanagements folgt damit nicht einfach der physischen Abregelung, sondern den Anforderungen an Systemführung und Flexibilität.
Die oft beruhigend vorgetragene Zahl, wonach 96 Prozent der erneuerbaren Erzeugung genutzt wurden, ist in diesem Zusammenhang nur begrenzt aussagekräftig. Sie stimmt bilanziell. Operativ kann das System trotzdem unter Druck stehen. Denn auch geringe Abregelungsquoten können auf wachsende strukturelle Spannungen hinweisen, wenn sie sich räumlich konzentrieren, regelmäßig auftreten und in Netzebenen stattfinden, die bisher nicht im Zentrum der Debatte standen. Der Unterschied liegt nicht in der absoluten Verlustmenge, sondern in der Qualität des Signals, das diese Verluste senden.
Die Konsequenz ist klar. Die Energiewende scheitert nicht an zu viel Solarstrom. Sie gerät dort unter Spannung, wo Erzeugung, Netz und Steuerung institutionell getrennt wachsen. Wer jetzt nur den Übertragungsnetzausbau betrachtet, reagiert auf das alte Problem. Das neue entsteht im Verteilnetz, bei Anschlussregeln, Steuerbarkeit, Speichern, Lastmanagement und einer Planung, die den dezentralen Charakter der Erzeugung als Systemrealität behandelt und nicht als nachgelagertes Anpassungsproblem.
Die Redispatch-Zahlen 2025 zeigen deshalb weniger eine Krise der Erneuerbaren als eine Krise der Systemanpassung. Der Engpass liegt nicht im Stromangebot, sondern in einer Infrastruktur, deren Ausbau- und Steuerungslogik noch aus einer anderen Energiewelt stammt.
Quelle: https://www.zfk.de/energie/strom/redispatch-2025-pv-abregelung-verteilnetz