Stromnetz Energieplanung: Intransparenz treibt Kosten

Du zahlst deine Stromrechnung und fragst dich, warum der Netzanteil immer wieder Thema ist. Hinter diesem Posten steckt die Stromnetz Energieplanung. Sie legt fest, wo Leitungen verstärkt werden, wo neue Anschlüsse entstehen und wie Engpässe vermieden werden sollen. Wenn Annahmen und Zeitpläne nicht klar nachvollziehbar sind, entstehen Fehlplanungen. Die schlagen sich nicht sofort, aber spürbar in den Kosten nieder.

Offizielle Monitoringberichte zeigen, dass Engpassmanagement und Redispatch 2023 rund 3,34 Milliarden Euro gekostet haben. 2024 lagen die Kosten bei etwa 2,9 Milliarden Euro. Diese Eingriffe sind nötig, wenn Strom zwar produziert wird, aber nicht dorthin fließen kann, wo er gebraucht wird. Dann werden Kraftwerke hoch- oder heruntergefahren, Anlagen abgeregelt oder Strom teuer umgeleitet. Ein Teil dieser Ausgaben fließt über die Netzentgelte zu dir zurück.

Transparenz entscheidet deshalb nicht über ein abstraktes Planungsdetail, sondern über reale Beträge pro Kilowattstunde. Wer verstehen will, warum Netzentgelte regional schwanken oder warum Anschlüsse sich verzögern, muss einen Blick auf die Planungsgrundlagen werfen.

Wenn Stromleitungen überlastet sind, greifen die Netzbetreiber ein. Dieses Engpassmanagement umfasst unter anderem Redispatch, also das gezielte Hoch- und Runterfahren von Kraftwerken. Laut Monitoringbericht der Bundesnetzagentur lagen die Kosten für Engpassmanagement 2023 bei 3,34 Milliarden Euro. 2024 wurden rund 2,9 Milliarden Euro ausgewiesen.

Engpassmanagement machte 2023 mit rund 3,34 Milliarden Euro den größten Anteil der Systemdienstleistungskosten aus.

Zum Vergleich: Die gesamten Systemdienstleistungskosten lagen 2023 bei etwa 5,25 Milliarden Euro. Damit entfiel deutlich mehr als die Hälfte auf Engpässe. Rechnet man 2,9 Milliarden Euro auf einen Jahresverbrauch von rund 520 Terawattstunden um, ergibt sich ein Wert von etwa 0,56 Cent pro Kilowattstunde. Für einen Haushalt mit 3.500 Kilowattstunden im Jahr entspricht das grob 20 Euro.

Diese Zahlen sind Momentaufnahmen. Sie zeigen aber, welche Größenordnung Engpässe annehmen können. Genau hier wird Transparenz entscheidend.

Damit Netzplanung nachvollziehbar bleibt, braucht es klare Annahmen. Dazu gehören Lastprognosen, also die erwartete Stromnachfrage in einzelnen Regionen. Wenn neue Rechenzentren, Elektrolyseure oder Industrieanlagen geplant sind, verändern sie die Laststruktur spürbar. Werden solche Großanschlüsse zu spät oder unvollständig in Szenarien berücksichtigt, entsteht ein verzerrtes Bild.

Ebenso wichtig sind Angaben zu neuen Einspeisern wie Wind- und Solarparks. Entscheidend ist nicht nur die Gesamtleistung, sondern der Standort. Strom aus dem Norden muss in Verbrauchszentren im Süden transportiert werden. Fehlen belastbare Angaben zu Zeitplänen für Leitungen oder Speicherprojekte, steigen Unsicherheiten im Modell.

Der Netzentwicklungsplan arbeitet mit Szenarien und Wetterjahren. Laut Monitoring werden 20 Wetterjahre ausgewertet und in probabilistischen Analysen kombiniert. Schon die Wahl eines Referenzjahres beeinflusst, wie oft Engpässe auftreten. Transparenz heißt hier, Annahmen offen zu legen und Abweichungen zu dokumentieren. Nur so können Kommunen, Unternehmen und auch Verbraucher einschätzen, ob Planungen realistisch sind.

Intransparenz wirkt selten direkt. Sie erhöht das Risiko von Fehlannahmen. Wenn Lastspitzen unterschätzt werden oder Leitungen später fertig werden als geplant, müssen Netzbetreiber häufiger eingreifen. Jeder zusätzliche Redispatch-Einsatz kostet Geld. Die genannten Milliardenbeträge zeigen, wie schnell sich kleine Abweichungen summieren.

Auch Verzögerungen bei Netzanschlüssen schlagen durch. Unternehmen, die auf einen Hochspannungsanschluss warten, weichen auf Übergangslösungen aus. Das kann teurer Strom aus Reservekraftwerken sein. Diese Mehrkosten spiegeln sich entweder in Marktpreisen oder in Netzentgelten wider.

Ein weiterer Punkt sind volatile Börsenpreise. Wenn Engpässe regionale Überangebote und Mangelzonen erzeugen, steigen Preisspitzen. Das Monitoring verweist auf Modellannahmen mit einem Preislimit von 10.000 Euro pro Megawattstunde in Knappheitssituationen. Solche Extremwerte sind selten, aber sie zeigen, wie teuer Fehlsteuerung im Ausnahmefall werden kann.

Netzengpässe sind zunächst ein wirtschaftliches Thema. Sie berühren aber auch die Versorgungssicherheit. In der Versorgungssicherheitsanalyse werden 20 Wetterjahre mit zahlreichen Ausfallvarianten kombiniert. So entstehen tausende Modelljahre. Ziel ist es, Situationen zu identifizieren, in denen Last nicht vollständig gedeckt werden kann.

Wenn regionale Engpässe nicht rechtzeitig erkannt werden, steigt das Risiko, dass Reservekapazitäten kurzfristig aktiviert werden müssen. Das ist technisch beherrschbar, aber teuer. Je klarer Engpass-Regionen, Zeitpläne und Zuständigkeiten dokumentiert sind, desto eher lassen sich Speicher, flexible Verbraucher oder zusätzliche Leitungen gezielt einsetzen.

Für Kommunen und Betriebe heißt das: Wer einen neuen Großanschluss plant, sollte genau prüfen, welche Netzausbaumaßnahmen im Netzentwicklungsplan hinterlegt sind und in welchem Jahr sie umgesetzt werden sollen. Verzögerungen können Investitionspläne verschieben.

Die Stromnetz Energieplanung entscheidet mit darüber, wie hoch Engpasskosten und damit Teile der Netzentgelte ausfallen. Milliardenbeträge für Redispatch zeigen, dass Netzengpässe kein Randthema sind. Für dich als Haushalt bedeuten 2,9 Milliarden Euro rechnerisch rund 20 Euro im Jahr. Für energieintensive Betriebe können Schwankungen deutlich stärker ins Gewicht fallen. Transparente Annahmen zu Lastprognosen, Großanschlüssen, Engpass-Regionen und Zeitplänen sind deshalb keine Formalität. Sie sind die Grundlage für stabile Preise und verlässliche Investitionen.