Redispatch-Vorbehalt und Netzentwicklungsplan 2025

Redispatch-Vorbehalt und Netzentwicklungsplan 2025 Deutscher Bundestag Drucksache 21/7643 21. Wahlperiode 18.08.2026 Kleine Anfrage der Abgeordneten Dr. Alaa Alhamwi, Katrin Uhlig, Michael Kellner, Dr. Sandra Detzer, Julian Joswig, Sandra Stein und der Fraktion BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN Redispatch-Vorbehalt und Netzentwicklungsplan 2025 Nach dem Leak des ersten Entwurfs zur Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG-Novelle) im Januar – konkret zum Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens („Netzanschlusspaket“) – hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) am 20. März 2026 erstmals öffentlich Stellung genommen (siehe www.ihk.de/blue print/servlet/resource/blob/7007958/e4ddd6b0dd946c407acbfed8d008bf7b/netz anschlusspaket-data.pdf). Auch nach diesen Ausführungen wird weiter am Instrument des sogenannten Redispatch-Vorbehalts festgehalten. Dieser sieht in sogenannten kapazitätslimitierten Netzgebieten den Verzicht auf die Redispatch-Ausgleichszahlung vor, sollten erneuerbare Erzeugungsanlagen trotz der Kapazitätslimitierung einen Anschluss bei dem zuständigen Netzbetreiber verlangen. Dieser Zahlungsverzicht soll für bis zu zehn Jahre gelten. Die Definition von sogenannten kapazitätslimitierten Netzgebieten ergibt sich laut BMWE aus den Redispatch-Mengen aus den beiden Vorjahren. Hier wird ein Grenzwert von 3 Prozent vorgeschlagen. Währenddessen zeigen Prognosen, wie beispielsweise die im Auftrag von Amprion erstellte Studie „Versorgungssicherheit in Deutschland“ (www.amprio n.net/Publikationen/Versorgungssicherheitsstudie/2025/), dass bereits in einem Szenario ohne zusätzliche Rechtsänderung mit einem deutlichen Sinken der Redispatch-Kosten in den nächsten Jahren zu rechnen ist. Aus der Branche kommen neben übereinstimmender Kritik auch immer wieder konstruktive Vorschläge zu Alternativen zum Redispatch-Vorbehalt. Aus Sicht der Fragestellenden ist es entscheidend, ein Netzanschlusspaket zu entwickeln, das die Synchronisierung von Netzausbau und beschleunigtem Ausbau der erneuerbaren Energien ermöglicht und aktiv vorantreibt. Die bisher bekannten Maßnahmen deuten jedoch auf einen Paradigmenwechsel in der Energieinfrastrukturentwicklung hin: Statt sich an den Anforderungen des Ausbaus der erneuerbaren Energien zu orientieren, soll der Ausbau der erneuerbaren Energien nunmehr am Status des Netzausbaus ausgerichtet und stark gedrosselt werden – was de facto einer starken Schwächung des Ausbaus und der Energiewende bedeuten würde. Aufgrund der aktuellen kontroversen Debatten um das „Netzanschlusspaket“ und dessen Auswirkung auf die weitere Energieinfrastrukturentwicklung gibt es in unterschiedlichen Bereichen noch erheblichen Klärungsbedarf. Wir fragen die Bundesregierung:  1. Wie hoch waren 2024 und 2025 die Kosten für das Netzengpassmanagement, aufgeschlüsselt in a) Redispatch-Kosten aufgrund abgeregelter erneuerbarer Energien (Redispatch mit erneuerbaren Energien)? b) Redispatch-Kosten aufgrund des Einsatzes konventioneller Kraftwerke? c) Vorhalte- und einsatzunabhängige Kosten der Netzreserve? d) Kosten für Countertrading?  2. Wie begründet die Bundesregierung, unter Berücksichtigung der Antwort zu Frage 1, folgende Aussage der Bundesministerin für Wirtschaft und Energie Katherina Reiche: „[…] jedes Jahr wird Strom für drei Milliarden Euro einfach weggeworfen“ (vgl. www.linkedin.com/posts/bmwe-bund_h ohe-preise-zu-viele-regeln-wenig-planbarkeit-activity-7434922880255254 528--F2f?utm_source=share&utm_medium=member_desktop&rcm=ACo AAAB7EzUBlwQDO0t5n9KivilosEJHDa1DE_c)?  3. Teilt die Bundesregierung die Einschätzung der in der Vorbemerkung der Fragestellenden zitierten Amprion-Studie, dass die Redispatch-Kosten sich in den kommenden Jahren deutlich rückläufig entwickeln werden, und wenn nein, welche eigenen Prognosen oder Szenarien liegen der Bundesregierung vor?  4. Welche konkreten Fortschritte, Hemmnisse und Kosteneffekte sind seit 2019 beim grenzüberschreitend optimierten Redispatch festzustellen, vor dem Hintergrund der damaligen Erwartung der Bundesregierung, dass dieser eine sehr wichtige Rolle spielen und Redispatch-Kosten senken werde (vgl. Bundestagsdrucksache 19/1680)? 5. Welche Kriterien legt das BMWE der Ausweisung von kapazitätslimitierten Abschnitten im Zuge eines Redispatch-Vorbehalts zugrunde (z. B. Abregelungshäufigkeit, Abregelungsleistung, Abregelungskapazität oder weitere technische, wirtschaftliche oder netzseitige Parameter), wie sie im Papier des BMWE („Das Netzanschlusspaket – die Synchronisierung von Netzausbau und Anlagenbau senkt Kosten und erhöht Versorgungssicherheit“) beschrieben werden?  6. Liegen der Bundesregierung Beispiele und Erkenntnisse zur Anwendung eines Redispatch-Vorbehalts aus den europäischen Nachbarländern vor?  7. Mit welcher Granularität sollen sogenannte kapazitätslimitierte Netzgebiete ausgewiesen werden (z. B. auf Ebene einzelner Umspannwerke, Gemeinden oder größerer kommunaler Gebietskörperschaften)?  8. Bei einem Auslösekriterium für kapazitätslimitierte Gebiete von z. B. 3 Prozent, 5 Prozent, 10 Prozent und 15 Prozent, wie viel Prozent wären als „kapazitätslimitierte Gebiete“ ausgewiesen und dementsprechend von einem etwaigen Redispatch-Vorbehalt betroffen, bezogen auf: a) die Fläche (aufgeschlüsselt nach Bundesländern), b) die genehmigten und in Genehmigungsverfahren befindlichen erneuerbaren Erzeugungsanlagen (aufgeschlüsselt nach Technologien und Bundesländern), c) die genehmigten und in Genehmigungsverfahren befindlichen erneuerbaren Erzeugungsanlagen nach Megawatt (aufgeschlüsselt nach Technologien und Bundesländern)?  9. Wie entwickeln sich nach Auffassung der Bundesregierung die kapazitätslimitierten Gebiete und deren Auswirkungen in diesem Zeitraum? 10. Wie bewertet die Bundesregierung die Auswirkungen kapazitätslimitierter Gebiete und eines Redispatch-Vorbehalts in Bezug auf den Ausbau standortgebundener Anlagen, wie z. B. Onshore-Windenergieanlagen in Windvorranggebieten? 11. Welche Netzbetreiber auf Ebene der Verteilnetze wären davon in welchem Umfang betroffen (gereiht nach Fläche des Netzgebiets in Prozent, jeweils für ein Auslösekriterium von 3 Prozent, 5 Prozent, 10 Prozent und 15 Prozent)? 12. Welche volkswirtschaftlichen Auswirkungen – insbesondere auf den Strompreis – sind bei einer Umsetzung des Redispatch-Vorbehalts zu erwarten? 13. Welche Auswirkungen sind bei der Umsetzung des Redispatch-Vorbehalts in Bezug auf die Erreichung der Ausbauziele und des Strommengenpfads aus erneuerbaren Energien zu erwarten? 14. Wird durch die Umsetzung des Redispatch-Vorbehalts eine Auswirkung auf die durch den Bund zu zahlende Förderung für erneuerbare Energien erwartet, wenn ja, in welcher Höhe, und wenn nein, warum sieht die Bundesregierung keine Auswirkungen? 15. Welche konkreten Maßnahmen plant das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, um Hemmnisse beim Netzausbau zu beseitigen und den Netzausbau zu beschleunigen, und welche Zeitpläne sind dafür vorgesehen? 16. Welche konkreten Maßnahmen (z. B. Agenda oder Strategie) plant das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, um Flexibilitätstechnologien (z. B. Batteriespeicher, Wärmenetze, Elektrolyseure) in das Energiesystem zu integrieren, die Flexibilitätspotenziale auszuschöpfen, und welche Zeitpläne sind dafür vorgesehen? 17. Welche konkreten Maßnahmen (z. B. Agenda oder Strategie) plant das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, um die Digitalisierung der Energieinfrastruktur (z. B. Smart Grids, intelligente Messsysteme und Smart Meter) sicherzustellen und zu beschleunigen, und welche Zeitpläne sind dafür vorgesehen? 18. Welche konkreten Maßnahmen plant das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, um einen vorausschauenden Netzausbau zu gewährleisten sowie Netzbetreibern eine vorausschauende Planung zu ermöglichen und diese auch verbindlich einzufordern? 19. Wie viel Redispatch (Volumen und Kosten) sind gegenüber einem weiteren Netzausbau als effizient und volkswirtschaftlich vorteilhaft sinnvollerweise hinzunehmen, und welche Analysen liegen dazu vor? 20. Welche neuen Erkenntnisse liegen der Bundesregierung zu den Auswirkungen stärker regional differenzierter Strompreissignale auf Redispatch- Mengen, Redispatch-Kosten, Strompreise, Investitionssignale und Gesamtsystemkosten vor sowie zu der Produktion von grünem Wasserstoff, insbesondere im Kontext der Weiterentwicklung des europäischen Strommarktdesigns und der Integration erneuerbarer Energien in den europäischen Strommarkt, und welche Schlussfolgerungen zieht sie daraus? 21. Wie bewertet die Bundesregierung die aktuellen Ergebnisse des vom Bundesministerium für Forschung, Technologie und Raumfahrt (BMFTR) geförderten Ariadne-Projekts mehrerer Fraunhofer-Institute (vgl. https://aria dneprojekt.de/news-de/gebotszonenteilung-kann-den-deutschen-strommar kt-flexibler-machen/), wonach die Aufteilung in bis zu 22 Preiszonen die Netzkosten im Vergleich zum Festhalten an der deutsch-luxemburgischen Gebotszone erheblich senken könnte, sodass unter Berücksichtigung der gegenüberstehenden Kosten ein positiver Gesamteffekt entstünde? 22. Welche Rolle zur Senkung von Redispatch-Bedarfen misst die Bundesregierung der netzdienlichen Einbindung von Speichern zu, und mit welchen regulatorischen Änderungen plant sie, diese zu befördern? 23. Welche alternativen Maßnahmen (Alternativen zum Redispatch- Vorbehalt) oder Instrumente prüft oder setzt die Bundesregierung ein, um Redispatch-Mengen zu verringern und bisher abgeregelten Strom aus erneuerbaren Energien effizienter in das Energiesystem zu integrieren? 24. Welche Weiterentwicklungen des Engpassmanagements plant die Bundesregierung, um Redispatch-Kosten zu senken, ist dabei eine Integration von Speichern und dezentralen Lasten in das Redispatch-System vorgesehen, und wenn ja, was ist der Zeitplan? 25. Welche Erkenntnisse liegen der Bundesregierung zur praktischen Anwendung und Wirksamkeit der Regelungen nach § 13k des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) bei der Nutzbarmachung von andernfalls abgeregelten Strommengen vor? 26. Welche Maßnahmen wird die Bundesregierung ergreifen, um die physische Direktbelieferung von Strom aus erneuerbaren Anlagen an die Industrie zu ermöglichen? 27. Wie bewertet die Bundesregierung das Prinzip „Netzoptimierung vor Flexibilität vor Verstärkung vor Ausbau“ (Noxva-Prinzip), und wie bewertet sie die Einführung des Redispatch-Vorbehalts vor diesem Hintergrund? 28. Wie bewertet die Bundesregierung die Erkenntnisse der Studie des Dezernats Zukunft (siehe https://dezernatzukunft.org/stromnetzausbau-kapital- mobilisieren-netzentgelte-reduzieren/), der zufolge durch einen teilweisen Einstieg des Staates bei den Netzbetreibern eine Dämpfung der Übertragungsnetzkosten um über 2 Mrd. Euro jährlich realisiert werden könnte? 29. Sind weitere Beteiligungen des deutschen Staates als Anteilseigner an Übertragungsnetzbetreibern (wie jüngst bei TenneT Germany) geplant oder vorgesehen? 30. Welche konkreten Entwicklungen des Redispatch-Bedarfs und der Redispatch-Kosten erwartet die Bundesregierung durch den aktuellen Vorschlag zum Netzentwicklungsplan (NEP25) im Vergleich zum bisherigen Szenario mit den Gleichstromvorhaben DC 40/40+ und DC 41, die nun entfallen sollen, während gleichzeitig neue Hochspannungs-Gleichstrom- Übertragungen (DC 42 plus DC 43, DC 44) vorgeschlagen werden? 31. Rechnet die Bundesregierung vor dem Hintergrund der Umsetzung der im neuen Szenario der Frage 30 beschriebenen Variante mit insgesamt steigenden oder sinkenden Kosten für den Netzausbau, und welche Annahmen legt sie dem zugrunde (z. B. Strombedarf und Erzeugung)? 32. Hält die Bundesregierung am „Klimaneutralitätsnetz“ als Zielnetzentwicklung gemäß § 12a EnWG fest? Berlin, den 8. Juni 2026 Katharina Dröge, Britta Haßelmann und Fraktion Gesamtherstellung: H. Heenemann GmbH & Co. KG, Buch- und Offsetdruckerei, Bessemerstraße 83–91, 12103 Berlin, www.heenemann-druck.de Vertrieb: Bundesanzeiger Verlag GmbH, Postfach 10 05 34, 50445 Köln, Telefon (02 21) 97 66 83 40, Fax (02 21) 97 66 83 44, www.bundesanzeiger-verlag.de ISSN 0722-8333