# Redispatch — was das Netzengpassmanagement kostet und wer dafür bezahlt wird > Wertet die veröffentlichten Einzelmaßnahmen des Netzengpassmanagements der vier Übertragungsnetzbetreiber seit 2021 aus: verschobene Arbeit je Jahr, Richtung und Energieträger, Zeitmuster in Ortszeit, Dauer, betroffene Anlagen, Kosten und Empfänger, Abregelung nach § 13k EnWG sowie die Hebel Netzausbau, Speicher und Fernsteuerbarkeit. - Seite: https://www.energiewende-dashboard.org/redispatch.html - Kennzahlen maschinenlesbar: https://www.energiewende-dashboard.org/data/redispatch.json - Datenstand: 2026-08-31 - Herausgeber: Matthias Bock, Energiewende-Dashboard Deutschland - Lizenz der abgeleiteten Daten: Datenlizenz Deutschland – Namensnennung – Version 2.0 (https://www.govdata.de/dl-de/by-2-0) Dies ist die **Textfassung** der Seite, erzeugt beim Bau aus demselben Register wie die Seite selbst. Die interaktiven Grafiken fehlen; ihre Titel stehen dabei, die zugehörigen Zahlen in der oben verlinkten JSON. Die Vorbehalte sind vollständig. ## 1. Ein Eingriff, der nichts erzeugt und trotzdem Geld kostet *Der Vorgang* Redispatch verschiebt Erzeugung im Raum. Vor einer überlasteten Leitung müssen Kraftwerke ihre Einspeisung senken, dahinter fahren andere hoch. Am Ende ist genauso viel Strom im Netz wie vorher — nur an anderer Stelle erzeugt, und teurer. Abgeregelt wird dabei längst nicht mehr nur im Übertragungsnetz: Seit 2021 trifft es auch Anlagen im Verteilnetz bis hin zur Dachanlage (Kapitel [Verteilnetz](#verteilnetz)) — und weil deren Ausgleich nur zum Teil über die Übertragungsnetzbetreiber läuft, zeigen die Einzelmaßnahmen dieser Seite davon nicht alles (Kapitel [Was fehlt](#luecke)). **Grafiken in diesem Kapitel:** Was bei einer Maßnahme passiert · Anlässe der Maßnahmen **Vorbehalte:** - Redispatch ist keine Marktentscheidung, sondern eine angeordnete Maßnahme nach § 13a EnWG. Wer heruntergeregelt wird, hat keine Wahl — und wird deshalb entschädigt. - Die geläufige Kurzformel „Wind im Norden herunter, Verbrauch im Süden hoch“ trifft den Mechanismus, nicht die Geografie. Heruntergeregelt werden auch Braunkohleblöcke im Osten, und ein großer Teil der Ersatzerzeugung läuft im Westen statt im Süden — die größte hochgefahrene Anlage steht im Emsland. Die Bilanz der vier Regelzonen unter dem Schema zeigt es. - Das Schema zeigt den strombedingten Redispatch. Der Rest der Menge hat andere Ursachen: Countertrade an der dänischen Grenze, Probefahrten von Reservekraftwerken und spannungsbedingte Eingriffe. **Quellen:** - **Einzelmaßnahmen** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/) ## 2. Warum zwei richtige Zahlen weit auseinanderliegen *Die Abgrenzung* Die Bundesnetzagentur nennt für das Netzengpassmanagement eine deutlich größere Zahl als die Summe der Einzelmaßnahmen auf dieser Seite. Das ist kein Widerspruch, sondern ein anderer Zuschnitt — und die Brücke dazwischen lässt sich vorrechnen. **Grafiken in diesem Kapitel:** Von der eigenen Summe zur amtlichen Zahl · Was mitzählt und was nicht **Vorbehalte:** - Die Zahl der Bundesnetzagentur (30.319 GWh) und die Summe dieser Seite (20.477 TWh) messen nicht dasselbe. Der Unterschied ist kein Fehler, sondern ein anderer Zuschnitt: dort zählen zusätzlich die im Verteilnetz reduzierten Mengen, das Countertrading und die Probefahrten der Reservekraftwerke mit. - Mengen und Kosten sind bei der Bundesnetzagentur unterschiedlich gegliedert und lassen sich nicht Posten für Posten aufeinander abbilden. Beide Gliederungen stehen deshalb getrennt nebeneinander. - Die Erhöhungen enthalten nicht den Ausgleich für Reduzierungen im Verteilnetz: den nehmen die Bilanzkreisverantwortlichen vor, nicht die Netzbetreiber. Deshalb kann das Volumen der Erhöhungen sinken, während die Reduzierungen steigen. - Die Kostenzahlen sind vorläufig und werden von der Bundesnetzagentur nachträglich korrigiert. Stand: 2026-03-30. - Herunter- und Hochregelung werden nicht saldiert. Es sind verschiedene Vorgänge mit verschiedenen Empfängern. **Quellen:** - **Volumen und Kosten des Netzengpassmanagements** — [Bundesnetzagentur | SMARD.de](https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/219906/massnahmenvolumen-im-gesamtjahr-stabil) — Lizenz: CC BY 4.0 - **Einzelmaßnahmen** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/) ## 3. Wer regeln muss, und wer dafür bezahlt wird *Die Grundlage* Redispatch ist keine Marktentscheidung, sondern eine Anordnung. Wer heruntergeregelt wird, hat keine Wahl — und bekommt deshalb einen finanziellen Ausgleich. Diese beiden Sätze stehen im Energiewirtschaftsgesetz, und aus ihnen folgt alles Weitere. **Grafiken in diesem Kapitel:** Die Normen des Energiewirtschaftsgesetzes · Wer wofür bezahlt wird — bis zur Stromrechnung **Vorbehalte:** - Die Einordnung der Paragrafen ist kuratiert; verlinkt ist jeweils der amtliche Volltext bei gesetze-im-internet.de. **Quellen:** - **Gesetzestexte** — [Bundesministerium der Justiz, gesetze-im-internet.de](https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/) — Lizenz: gemeinfrei (amtliches Werk, § 5 UrhG) ## 4. Fünf Jahre, und keine Entspannung *Die Entwicklung* Die Zahl der Eingriffe steigt Jahr für Jahr, die verschobene Arbeit bleibt hoch. Ein Sprung in der Reihe ist allerdings kein Messwert, sondern ein Rechtswechsel — er ist in der Grafik markiert. **Grafiken in diesem Kapitel:** Verschobene Arbeit je Jahr und Richtung · Wie lange wie viel heruntergeregelt wurde **Vorbehalte:** - Vor Oktober 2021 lief die Abregelung von Erneuerbaren-Anlagen als Einspeisemanagement nach dem EEG und taucht in dieser Datenbasis nicht auf. Die Jahre 2021 und 2022 sind deshalb nur eingeschränkt vergleichbar. - Das laufende Jahr ist ein Teiljahr und darf nicht mit vollen Jahren verglichen werden. - Die Dauerlinie beruht auf der über die Maßnahmendauer gleichmäßig verteilten Arbeit. Die Netztransparenz-API liefert je Maßnahme nur Anfang, Ende und Summe. - Jede Maßnahme zählt zu dem Jahr, in dem sie begonnen hat. Die Schnittstelle liefert zu einem Zeitraum auch die Maßnahmen, die hineinragen — ohne diesen Schnitt würde jede Maßnahme über den Jahreswechsel doppelt gezählt. - Der Handel an der Börse steht als eigene Kategorie und nicht mehr unter „Sonstiges“: er stellte dort allein rund vier Fünftel und machte den Posten unlesbar. Die Quelle ordnet dieselbe „Anlage“ dabei uneinheitlich ein — ein kleiner Teil der Börsen-Maßnahmen ist dort als „Konventionell“ geführt. Weil die Börse kein Kraftwerk ist, zählt hier die Anlage und nicht die gemeldete Energieart; diese Menge erscheint deshalb nicht mehr unter „Konventionell“. - Bei 4 Maßnahmen ist das Feld zur Primärenergieart leer (4 im Jahr 2024). Sie stehen als eigene Kategorie „ohne Angabe“ in der Grafik und werden NICHT zu „Sonstiges“ gezählt: „Sonstiges“ ist ein Wert, den die Quelle selbst vergibt, ein leeres Feld ist keine Angabe. **Quellen:** - **Einzelmaßnahmen** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/) - **Erzeugung zur Einordnung** — [Energy-Charts, Fraunhofer ISE](https://energy-charts.info/) — Lizenz: CC BY 4.0 ## 5. Kein Ausnahmezustand, sondern Dauerbetrieb *Der Takt* Man stellt sich Redispatch als seltenen Notgriff vor. Tatsächlich läuft in fast jeder Viertelstunde des Jahres mindestens eine Maßnahme, im Mittel gleich mehrere nebeneinander. **Grafiken in diesem Kapitel:** Jeder Monat seit 2021 — abgeregelt und hochgefahren · Jeder Tag eines Jahres · Derselbe Monat, Jahr für Jahr · Wochentag und Stunde, Monat und Stunde **Vorbehalte:** - Alle Zeiten sind Ortszeit einschließlich Sommerzeit. Die Netztransparenz-API liefert UTC; ohne Umrechnung entstünde der falsche Eindruck, nachts sei am meisten los — tatsächlich beginnen viele Maßnahmen um Mitternacht Ortszeit, weil sie am Vortag für den ganzen Tag angeordnet werden. - Die Arbeit einer Maßnahme ist gleichmäßig über ihre Dauer verteilt. Die API liefert je Maßnahme nur eine Summe, keine Viertelstundenwerte. - Gezählt wird eine Viertelstunde als belegt, sobald mindestens eine Maßnahme läuft — unabhängig davon, wie groß sie ist. - Alle Grafiken dieses Kapitels sind nach Datum geführt, die Jahressummen an anderer Stelle nach dem Beginn der Maßnahme. Wer am 31. Dezember beginnt und über Mitternacht läuft, erscheint hier am 1. Januar des Folgejahres. Beide Zählweisen sind richtig; sie beantworten verschiedene Fragen — die Spitzenwerte können deshalb um wenige Prozent von denen der Jahresdauerlinie abweichen, wenn die Spitze eines Jahres in die Neujahrsnacht fällt. - Abregelung und Erhöhung sind zwei Seiten desselben Eingriffs und dürfen nicht addiert werden. Sie sind auch nicht gleich groß: hochgefahren wird mehr, weil Netzverluste und Wirkungsgradunterschiede ausgeglichen werden müssen. - Die Spitzenleistung eines Monats ist die höchste Summe gleichzeitig angewiesener Leistung in einer Viertelstunde. Weil die Arbeit jeder Maßnahme gleichmäßig über ihre Dauer verteilt ist, ist das ein geglätteter Wert: die tatsächliche Spitze innerhalb einer einzelnen Maßnahme lag höher. Die Zahl ist damit eher zu niedrig als zu hoch. - Im laufenden Jahr sind nur die Monate bis zum letzten abgerufenen Tag belegt. Die übrigen bleiben leer statt null — ein Monat ohne Daten ist kein ruhiger Monat. **Quellen:** - **Einzelmaßnahmen** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/) ## 6. Ein Tag, Maßnahme für Maßnahme *Der Einzelfall* Terawattstunden bleiben abstrakt. Deshalb hier ein einzelner Tag im Viertelstundentakt: jede Maßnahme als Balken, darüber der Börsenpreis. Man sieht, was eine Maßnahme ist, wie lange sie dauert — und dass im Norden abgeregelt wird, während der Strom fast nichts kostet. **Grafiken in diesem Kapitel:** Der Tagesverlauf · Wo gerade geregelt wird — der Tag im Zeitraffer · Wie lange eine Maßnahme dauert **Vorbehalte:** - Alle Uhrzeiten sind Ortszeit. Maßnahmen, die vor Mitternacht beginnen oder nach Mitternacht enden, sind auf den Tag beschnitten und als solche gekennzeichnet. - Die Arbeit je Maßnahme ist gleichmäßig über ihre Dauer verteilt; deshalb ist der Tagesanteil eine Näherung, die Tagessumme aber belastbar. - Der Spotmarktpreis stammt von derselben Stelle wie die Maßnahmen und ist der Preis nach § 3 Nummer 42a EEG, nicht der Endkundenpreis. - Auf der Tageskarte sind 95 der 113 Maßnahmen dieses Tages verortet: benannte Anlagen als gefüllter Punkt, Umspannwerke und Verteilnetz-Cluster als Ring am Ort ihres Ankerpunkts — sie bündeln viele Anlagen dahinter, ein gefüllter Punkt wäre dort erfundene Präzision. Maßnahmen ohne belegbaren Ort (Börse, Kraftwerkspools, Ausland, nicht entschlüsselte Cluster-Codes) erscheinen als Punkte neben der Karte. **Quellen:** - **Maßnahmen und Spotpreise** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/) ## 7. Was die Einzelmaßnahmen nicht zeigen *Die Grenze der Daten* Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen, was sie selbst anweisen. Ein großer Teil der abgeregelten Erneuerbaren hängt aber im Verteilnetz, und dessen Ausgleich läuft über andere. Diese Seite beziffert die Lücke, statt sie zu verschweigen. **Grafiken in diesem Kapitel:** Abregelung nach § 13k je Entlastungsregion · Die Entlastungsregionen auf der Karte **Vorbehalte:** - Die Einzelmaßnahmen dieser Seite decken 59.6 % der amtlich ausgewiesenen Erneuerbaren-Reduzierung des Jahres 2025 ab. Für Struktur, Zeitverlauf, Dauer und Empfänger sind sie die beste verfügbare Quelle; für die Gesamtmenge gilt die amtliche Zahl. - Die Abregelung nach § 13k ist eine eigene, kleinere Größe und **nicht** die Gesamtabregelung. Sie wird je Entlastungsregion ausgewiesen: H1 und H2 liegen in der Regelzone 50Hertz, T1 bis T6 bei TenneT; Amprion und TransnetBW weisen keine Entlastungsregionen aus. Die Beschriftung nennt die prägenden Kreise, der vollständige kreisscharfe Zuschnitt steht am „i“ jeder Region. - Die Reihe nach § 13k beginnt 2025 — für frühere Jahre liefert die Schnittstelle keine Daten. - Die Entlastungsregionen sind kreisscharf abgegrenzte Gebiete, keine Netz- oder Spannungsebenen. Seit der Fassung des Umsetzungskonzepts vom 1. April 2026 werden H1 und T6 für Prognose und Zuteilung zusammengefasst dargestellt. - Beim Emsland zählt laut Umsetzungskonzept nur der Netzanschluss in der Regelzone TenneT; die Karte färbt den ganzen Kreis. **Quellen:** - **Amtliche Mengen** — [Bundesnetzagentur | SMARD.de](https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/219906/massnahmenvolumen-im-gesamtjahr-stabil) — Lizenz: CC BY 4.0 - **Abregelung nach § 13k** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/) - **Zuschnitt der Entlastungsregionen** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/de-de/Systemdienstleistungen/Betriebsfuehrung/Nutzen-statt-Abregeln) ## 8. Seit 2021 trifft es auch Dachanlagen *Die neue Ebene* Redispatch war lange eine Sache der Großkraftwerke. Seit dem 1. Oktober 2021 sind auch Anlagen ab 100 Kilowatt im Verteilnetz verpflichtet — und genau diese sind überwiegend klein — und je kleiner die Anlage, desto seltener ist sie fernsteuerbar. **Grafiken in diesem Kapitel:** Wen es trifft — nach Art der betroffenen Anlage · Die größten Cluster **Vorbehalte:** - Seit dem 1. Oktober 2021 sind Anlagen ab 100 Kilowatt im Verteilnetz redispatchpflichtig (§ 13c EnWG). Betroffen sind damit auch Dachanlagen und einzelne Windräder, nicht nur Großkraftwerke. - Die Cluster fassen viele Einzelanlagen eines Verteilnetzbetreibers zusammen. Wie viele Anlagen darin stecken, geht aus den Daten nicht hervor. - Die Zuordnung zur Klasse „Cluster“ erfolgt über den Namen der betroffenen Anlage und ist eine Näherung, solange das kuratierte Anlagenregister sie nicht ersetzt. - Das Bundesland hinter den Cluster-Namen stammt aus dem kuratierten Anlagenregister: aus den Ankerkoordinaten oder, wo die fehlen, aus dem Netzgebiet des Betreibers beziehungsweise der eindeutigen Lage aller Orte des Namens. Wo beides nicht reicht, steht kein Land. **Quellen:** - **Einzelmaßnahmen** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/) - **Anteile im Verteilnetz** — [Bundesnetzagentur | SMARD.de](https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/219906/massnahmenvolumen-im-gesamtjahr-stabil) — Lizenz: CC BY 4.0 ## 9. Deutsche Kraftwerke für fremde Engpässe *Über die Grenze* Nicht jeder Eingriff löst ein deutsches Problem. Fordert ein ausländischer Netzbetreiber an, wird in Deutschland geregelt, um einen Engpass jenseits der Grenze aufzulösen. Umgekehrt hält Deutschland einen erheblichen Teil seiner Netzreserve im Ausland vor. **Grafiken in diesem Kapitel:** Anfordernde Netzbetreiber außerhalb Deutschlands **Vorbehalte:** - Anfordernder und anweisender Netzbetreiber sind nicht dasselbe: angefordert wird von dem, in dessen Netz der Engpass liegt, angewiesen von dem, in dessen Netz die Anlage steht. Fordert ein ausländischer Betreiber an, wird in Deutschland geregelt, um einen Engpass jenseits der Grenze zu lösen. - Mehrere Netzbetreiber können gemeinsam anfordern. Die Arbeit einer solchen Maßnahme ist hier jedem beteiligten ausländischen Betreiber ganz zugerechnet und darf nicht über die Zeilen summiert werden. - Ein Teil der betroffenen Anlagen liegt selbst im Ausland — österreichische Pumpspeicher etwa. Sie gehören zur Wahrheit, aber nicht auf eine Deutschlandkarte. **Quellen:** - **Einzelmaßnahmen** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/) - **Netzreservebedarf** — [Bundesnetzagentur, Feststellung des Netzreservebedarfs](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Netzreserve/start.html) ## 10. Das Geld fließt von Nord nach Süd *Die Rechnung* Heruntergeregelt wird im Norden und Osten, hochgefahren im Süden und Westen. Beide Seiten bekommen Geld — die eine für nicht erzeugten Strom, die andere für die Mehrkosten des Ersatzes. Der größte Posten ist aber weder das eine noch das andere, sondern die bloße Bereitschaft. **Grafiken in diesem Kapitel:** Wohin die Kosten gehen · Die größten Empfänger, nach verschobener Arbeit · Anlagen außerhalb des Marktes **Vorbehalte:** - Wer heruntergeregelt wird, bekommt Geld — nicht, weil er etwas geleistet hätte, sondern weil ihm eine Leistung untersagt wurde. Wer hochgefahren wird, bekommt seine Mehrkosten erstattet. Beides zahlt am Ende der Netzkunde. - Die Kosten sind nicht je Anlage veröffentlicht. Die Ranglisten zeigen deshalb die verschobene Arbeit, nicht den Betrag — ein Kostenwert je Anlage wäre geschätzt und steht hier bewusst nicht. - Der Betrag je Kilowattstunde ist mit der Last nach ENTSO-E gerechnet, nicht mit der netzentgeltpflichtigen Letztverbrauchsmenge. Er ist eine Größenordnung, kein Abrechnungswert — und er trifft nicht jedes Netzgebiet gleich. - „Börse“ ist keine Anlage, sondern der Handelsplatz des Countertradings. Sie steht in beiden Ranglisten und ist kein Kraftwerk. **Quellen:** - **Kosten** — [Bundesnetzagentur | SMARD.de](https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/219906/massnahmenvolumen-im-gesamtjahr-stabil) — Lizenz: CC BY 4.0 - **Verschobene Arbeit je Anlage** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/) - **Anlagen außerhalb des Marktes** — [Bundesnetzagentur, Kraftwerksliste](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.html) - **Last als Bezugsgröße** — [Energy-Charts, Fraunhofer ISE](https://energy-charts.info/) — Lizenz: CC BY 4.0 ## 11. Was der Ausgleich an Emissionen kostet *Die Nebenwirkung* Wenn im Norden Windräder stillstehen und im Süden Kohle- und Gaskraftwerke hochfahren, entstehen Emissionen, die es sonst nicht gäbe. Wie viele, lässt sich nur überschlagen — die Rechnung steht hier offen, mit ihren Annahmen und als Spanne. **Grafiken in diesem Kapitel:** Die Rechnung, offengelegt **Vorbehalte:** - Dies ist eine **eigene Überschlagsrechnung**, keine amtliche Zahl. Sie beruht auf den Brennstoff-Emissionsfaktoren des Umweltbundesamtes und auf angenommenen Wirkungsgraden; deshalb steht überall eine Spanne und kein Einzelwert. - Die Wirkungsgrade sind angenommen, nicht gemessen: sie umspannen die Bandbreite des deutschen Kraftwerksparks vom alten Block bis zur modernsten Anlage. Welcher Block wie oft läuft, geht aus den Redispatch-Daten nicht hervor. - Gerechnet wird die Substitution: was zusätzlich verbrannt wurde, abzüglich dessen, was durch die Reduzierung anderer Kraftwerke nicht verbrannt wurde. Der Jahresfaktor des Strommixes wäre hier falsch — Redispatch fährt gezielt fossile Kraftwerke hoch, nicht den Durchschnitt. - Erfasst sind nur die Brennstoffe, für die die Bundesnetzagentur Mengen ausweist: 105.3 Prozent der Erhöhungen und 49.3 Prozent der konventionellen Reduzierungen. Der Rest bleibt außen vor, statt geschätzt zu werden. **Quellen:** - **Mengen je Brennstoff** — [Bundesnetzagentur | SMARD.de](https://www.smard.de/page/home/topic-article/444/219906/massnahmenvolumen-im-gesamtjahr-stabil) — Lizenz: CC BY 4.0 - **Emissionsfaktoren** — [Umweltbundesamt](https://www.umweltbundesamt.de/daten/umweltzustand-trends/energie/kraftwerke-konventionelle-erneuerbare) ## 12. Wo geregelt wird — in drei Ebenen *Der Ort* Die Redispatch-Daten enthalten keine Koordinaten. Was sich belegen ließ, steht auf der Karte; was nicht, steht daneben. Darunter das Bild, das den Engpass überhaupt erklärt: wo die Erneuerbaren stehen und wo die Menschen wohnen. **Grafiken in diesem Kapitel:** Ebene 1: die vier Regelzonen · Ebene 2: die verorteten Anlagen · Ebene 3: installierte Erneuerbare je Einwohner **Vorbehalte:** - Die Redispatch-Daten enthalten keine Koordinaten. Verortet ist nur, was im kuratierten Anlagenregister von Hand belegt wurde — ein automatischer Abgleich der Namen gegen das Marktstammdatenregister liefert Treffer, die falsch sind und richtig aussehen, und ist deshalb ausgeschlossen. - Was sich nicht belegen lässt, bleibt sichtbar ohne Ort statt zu verschwinden. Cluster im Verteilnetz haben keinen öffentlich belegten Punkt, die „Börse“ ist gar kein Ort, und ausländische Anlagen gehören nicht auf eine Deutschlandkarte. - Zugeordnet wird über den anweisenden Netzbetreiber — in dessen Netz steht die Anlage. Der anfordernde kann ein anderer sein, auch ein ausländischer. - Das Länderbild zeigt installierte Leistung je Einwohner, nicht Erzeugung. Es erklärt die Richtung des Problems, nicht seinen Umfang. **Quellen:** - **Maßnahmen je Netzbetreiber** — [Netztransparenz.de, Daten-API](https://www.netztransparenz.de/) - **Orte der Anlagen** — kuratiertes Anlagenregister dieses Projekts - **Leistung je Bundesland** — [Marktstammdatenregister (Bundesnetzagentur)](https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR) — Lizenz: Datenlizenz Deutschland – Namensnennung 2.0 ## 13. Welche Leitung fehlt — und was gebaut wird *Hebel 1* Die naheliegendste Frage ist zugleich die, die sich nicht beantworten lässt: welche Leitung gerade überlastet ist, veröffentlicht niemand. Was sich belegen lässt, ist der Baufortschritt der Vorhaben, die das Gesetz benennt. **Grafiken in diesem Kapitel:** Wie weit der Ausbau ist · Die längsten Vorhaben **Vorbehalte:** - Die Kilometer je Stufe stammen von netzausbau.de, je Vorhaben abgerufen. Ihre Summe liegt bei 16.762 km und damit im Rundungsbereich der amtlichen Gesamtangabe von 16.776 km. - Die Vorhaben ohne Fortschrittsangabe sind genau jene, die der Gesetzestext als aufgehoben führt — zwei unabhängige Quellen, die sich decken. - Der Netzentwicklungsplan ist ein Entwurf im Konsultationsverfahren. Seine Wirkungsrechnungen werden hier zugeschrieben wiedergegeben und nicht als Befund dieser Seite ausgegeben. **Quellen:** - **Vorhaben und Baufortschritt** — [Bundesnetzagentur, netzausbau.de](https://www.netzausbau.de/) - **Netzentwicklungsplan Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2025** — [Netzentwicklungsplan Strom der Übertragungsnetzbetreiber](https://www.netzentwicklungsplan.de/) ## 14. Gebaut — und zur Hälfte unbekannt *Hebel 2* Speicher könnten den Strom aufnehmen, der sonst abgeregelt wird. Im Register stehen dafür fast dreißig Gigawatt. Wie viel davon jemand fernsteuern kann, lässt sich nur für die Hälfte sagen: für die andere Hälfte führt das Register schlicht keine Angabe. **Grafiken in diesem Kapitel:** Wie viel Leistung überhaupt fernsteuerbar ist **Vorbehalte:** - Im Register stehen 30.82 Gigawatt Speicherleistung. Fernsteuerbar — durch den Netzbetreiber oder den Direktvermarkter — sind davon 6.86 Gigawatt. Für 15.11 Gigawatt, also 49.0 Prozent der Speicherleistung, enthält das Register zu beidem **keine Angabe**; ob dieser Teil erreichbar ist, sagen diese Daten nicht. - Die Ersparnis von 3.9 Milliarden Euro je Jahr ist das Ergebnis einer rückblickenden Modellrechnung des Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) und wird hier zugeschrieben wiedergegeben. Sie ist keine Messung und keine Rechnung dieser Seite. - Die Fernsteuerbarkeit im Marktstammdatenregister ist eine Selbstauskunft bei der Registrierung. Sie sagt, dass die Anlage dafür ausgelegt ist — nicht, dass die Steuerung angeschlossen und in Betrieb ist. Die Zahl ist eine Obergrenze. **Quellen:** - **Speicherbestand und Fernsteuerbarkeit** — [Marktstammdatenregister (Bundesnetzagentur)](https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR) — Lizenz: Datenlizenz Deutschland – Namensnennung 2.0 - **Wirkung zusätzlicher Speicher** — [Fraunhofer IEE, „Die nächste Phase der Energiewende: Flexibilität“](https://www.bee-ev.de/fileadmin/Redaktion/Dokumente/Meldungen/Studien/2026/20260629_FraunhoferIEE_DienaechstePhasederEnergiewende-Flexibiliteat_Studie_final_clean_version.pdf) ## 15. Was sich gar nicht erst ansprechen lässt *Hebel 3* Ein Netzbetreiber kann nur regeln, was er erreicht. Bei Wind erreicht er fast alles, bei Photovoltaik ein Drittel der Leistung, bei Speichern kaum etwas. Auf der Verbrauchsseite hängt alles am Rollout der intelligenten Messsysteme — und der steht bei fünfeinhalb Prozent. **Grafiken in diesem Kapitel:** Erzeuger: Stückzahl gegen Leistung **Vorbehalte:** - Gezählt wird, was **irgendjemand** fernsteuern kann: der Netzbetreiber oder der Direktvermarkter. Für größere Anlagen ist der Direktvermarkter seit der Pflicht zur Direktvermarktung der gebräuchliche Weg — wer nur den Netzbetreiber zählt, unterschätzt die Erreichbarkeit erheblich. - Stückzahl und Leistung sagen Verschiedenes: die großen Anlagen sind angebunden, die kleinen nicht. Bei der Windenergie sind fast alle Anlagen und fast die ganze Leistung erreichbar, bei den Speichern hängt die Zahl an Millionen Heimspeichern. - ⚠ Das Feld zur Fernsteuerbarkeit durch den Netzbetreiber ist im Marktstammdatenregister für **jede Anlage mit Inbetriebnahme ab 2023 leer** — nachgewiesen am Rohexport (EinheitenWind.xml: bis 2022 zu 99,2 Prozent gefüllt, ab 2023 zu 0,0). Eine Quote, die das Fehlende als „nicht steuerbar" zählt, misst das Alter des Bestands. Deshalb steht hier „Netzbetreiber oder Direktvermarkter" und daneben, wie viel Leistung gar keine Angabe trägt. - Die Fernsteuerbarkeit ist eine Selbstauskunft bei der Registrierung im Marktstammdatenregister — eine Obergrenze der Anbindung, keine Messung des Betriebs. - Auf der Verbrauchsseite hängt alles am Rollout der intelligenten Messsysteme. Er lag zum Stichtag 2025-12-31 bei 5.5 Prozent, und gegen 77 Messstellenbetreiber ohne ein einziges installiertes Gerät laufen seit dem 2026-03-27 Aufsichtsverfahren. **Quellen:** - **Fernsteuerbarkeit je Anlage** — [Marktstammdatenregister (Bundesnetzagentur)](https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR) — Lizenz: Datenlizenz Deutschland – Namensnennung 2.0 - **Rollout der Messsysteme** — [Bundesnetzagentur, Roll-out intelligenter Messsysteme](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/NetzzugangMesswesen/Mess-undZaehlwesen/iMSys/start.html) - **Aufsichtsverfahren gegen Messstellenbetreiber** — [Bundesnetzagentur, Pressemitteilung vom 27.03.2026](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260327_AufsichtsverfahrenMesswesen.html) --- Alle Angaben ohne Gewähr. Zitieren: Energiewende-Dashboard Deutschland (Matthias Bock), https://www.energiewende-dashboard.org/redispatch.html — Datenstand 2026-08-31.