Stromnetz-Gebühren: Warum Windstrom nicht automatisch billig wird

Du lädst ein E-Auto zu Hause, planst vielleicht eine Wärmepumpe oder willst einfach nur, dass die Stromrechnung endlich nachvollziehbarer wird. Dann wirkt es paradox: Deutschland baut Wind- und Solarenergie aus, trotzdem ist Strom für viele Haushalte nicht automatisch günstig. Der Grund ist selten „der Windstrom“ selbst, sondern das Zusammenspiel aus Strommarkt und Stromnetz.

Ein großer Teil des Endpreises entsteht nicht im Kraftwerk, sondern auf dem Weg zur Steckdose. Netzbetreiber müssen Leitungen stabil betreiben, Engpässe absichern und immer öfter kurzfristig eingreifen, damit Strom physikalisch dahin fließt, wo er gebraucht wird. Diese Systemarbeit kostet Geld und wird über Netzentgelte beziehungsweise Stromnetz-Gebühren und weitere Preisbestandteile verteilt.

Dieser Artikel zeigt dir die wichtigsten Mechanismen: Was Netzgebühren eigentlich abdecken, warum viel Wind im Norden nicht automatisch den Preis im Süden drückt, welche Rolle Engpassmanagement (Redispatch) spielt und warum politische Reformen ab 2025 zwar entlasten können, aber nicht jede Rechnung sofort kleiner machen.

Stromnetz-Gebühren sind vereinfacht gesagt der Preis dafür, dass Strom jederzeit sicher und in guter Qualität bei dir ankommt. Die Bundesnetzagentur beschreibt Netzentgelte als regulierte Bestandteile, die sich aus verschiedenen Tarifkomponenten zusammensetzen können. Typisch sind ein verbrauchsabhängiger Anteil (zum Beispiel in Euro pro Kilowattstunde) sowie feste oder leistungsbezogene Anteile (zum Beispiel pro Jahr oder Monat). Das ist wichtig, weil fixe Kosten des Netzes nicht verschwinden, nur weil gerade viel Wind weht.

Technisch betrachtet ist das Stromnetz kein Lager, sondern eine Infrastruktur, die auf Spitzenlasten, Ausfallsicherheit und laufende Instandhaltung ausgelegt wird. Dazu kommen Investitionen, etwa für neue Leitungen, Umspannwerke oder digitale Technik, die Netze stabiler und steuerbarer macht. Die Bundesnetzagentur legt dafür über Regulierung und Anreizmechanismen den Rahmen fest, nach dem Netzbetreiber Kosten anerkennen und Erlöse erzielen dürfen. Die konkrete Ausgestaltung schlägt sich dann in den veröffentlichten Entgeltblättern der Netzbetreiber und letztlich in den Stromtarifen nieder.

Sinngemäß nach Veröffentlichungen der Bundesnetzagentur: Netzentgelte folgen einer regulierten Kostenlogik und bestehen aus mehreren Komponenten, die nicht nur vom reinen Energieverbrauch abhängen.

Für dich als Verbraucher ist der entscheidende Punkt: Selbst wenn die Erzeugung in vielen Stunden günstig ist, bleiben Netzkosten als relativ stabiler Sockel bestehen. Und sie können steigen, wenn das Netz stärker belastet wird oder schneller ausgebaut werden muss. Genau das passiert, wenn Wind- und Solarstrom an vielen Standorten entsteht, aber Verbrauch und Industrie nicht im gleichen Rhythmus und nicht am gleichen Ort liegen.

Windstrom kann an der Börse in vielen Stunden sehr günstig sein, weil die Grenzkosten der Erzeugung niedrig sind. Trotzdem entsteht der Nutzen nicht automatisch überall gleich. Der Flaschenhals ist häufig die Transportfrage: Strom fließt physikalisch über Leitungen, die nur begrenzte Kapazitäten haben. Wenn sehr viel Windstrom im Norden produziert wird, während große Verbrauchsschwerpunkte weiter südlich liegen, kann es zu Engpässen kommen. Dann kann das System nicht einfach „mehr vom billigen Strom“ durchschieben, wie man es sich aus dem Internetbandbreiten-Denken vorstellt.

In solchen Situationen müssen Netzbetreiber eingreifen, um das System stabil zu halten. Praktisch bedeutet das: Erzeugung wird an einer Stelle reduziert und an anderer Stelle erhöht, obwohl der Markt zuvor etwas anderes geplant hatte. In der Fachsprache geht es um Engpassmanagement und Redispatch. Diese Eingriffe lösen Kosten aus, weil Kraftwerke oder Anlagen anders fahren als ursprünglich vorgesehen oder weil Abregelungen entschädigt werden. Aus Sicht der Stromrechnung sind das systemische Kosten, die nicht im reinen „Windstrompreis“ stecken, aber über Netzentgelte und systembezogene Umlagen in den Gesamtkosten auftauchen können.

Ein weiterer Punkt ist die Planung: Netze werden nicht für Durchschnittstage gebaut, sondern für kritische Situationen. Hohe Einspeisespitzen aus Wind und Sonne, dazu gleichzeitig hohe Lasten durch Industrie, Wärmepumpen oder E-Mobilität, bestimmen, wie robust Leitungen, Umspannwerke und Steuerungstechnik sein müssen. Das macht den Ausbau komplex und teuer, auch wenn der eigentliche Energieträger (Wind) kostenlos ist.

Genau hier setzt auch die politische Diskussion an: Wie verteilt man die Kosten fair, wenn manche Regionen viel Erzeugung bereitstellen und andere viel verbrauchen? Die Bundesnetzagentur hat in einer Pressemitteilung vom 18.10.2024 angekündigt, dass es ab 2025 niedrigere Netzentgelte in Regionen mit hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien geben soll. Das ist ein Hinweis darauf, dass die Verteilungsfrage im System längst als eigenes Problem erkannt ist, unabhängig davon, wie günstig einzelne Kilowattstunden Windstrom sind.

Viele Debatten hängen an einem Bild: Wenn Wind- und Solarstrom viel einspeisen, sinkt der Börsenpreis. Das folgt dem sogenannten Merit-Order-Effekt. Vereinfacht: Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten kommen zuerst zum Zug, teurere werden aus dem Markt gedrängt, der Marktpreis kann in vielen Stunden fallen. Das erklärt durchaus, warum es häufig Stunden mit niedrigen (teils sogar negativen) Großhandelspreisen gibt.

Der Knackpunkt ist die Trennung zwischen Marktlogik und Netzphysik. Der Day-Ahead-Markt rechnet in Deutschland typischerweise mit einem einheitlichen Preis für eine große Zone. Physikalisch gibt es aber Engpässe innerhalb dieser Zone. Genau dann entsteht Redispatch: Erst wird der Markt geplant, danach wird das Ergebnis so umgebaut, dass es durch die Leitungen passt. Das ist kein Randphänomen, sondern ein strukturelles Thema in Systemen mit stark wachsender, räumlich ungleich verteilter Einspeisung.

Unabhängige Modellierungsarbeit zeigt, wie man diese Mechanik reproduzierbar analysieren kann. Das Open-Source-Projekt PyPSA-Eur stellt Datensätze und Workflows bereit, um Übertragungsnetze, Kraftwerksstandorte und Zeitreihen von Wind und Sonne in Optimierungsmodellen abzubilden. In solchen Modellen kann man getrennt berechnen, was der Markt ohne Netzrestriktionen tun würde und welche zusätzlichen Eingriffe nötig werden, sobald Leitungsgrenzen beachtet werden. Das liefert keine „eine Zahl für die Wahrheit“, aber es zeigt sauber, warum niedrige Grenzkosten nicht automatisch niedrige Systemkosten bedeuten. Die zugrunde liegenden PyPSA-Publikationen und Dokumentationen sind teils von 2018 und damit älter als zwei Jahre; als methodischer Rahmen sind sie dennoch weit verbreitet.

Für deine Stromrechnung heißt das: Ein Teil des Vorteils günstiger Erzeugung wirkt über den Großhandelspreis, ein anderer Teil wird durch Netzengpässe, zusätzliche Eingriffe und Investitionen aufgezehrt oder zeitlich verschoben. Gleichzeitig werden Netze nicht nur für Erzeugung gebaut, sondern auch dafür, Lastspitzen abzufangen. Wenn viele Menschen abends gleichzeitig das E-Auto laden, kann das lokal Netzausbau auslösen, auch wenn die Energie insgesamt aus Wind stammt.

Wenn der Engpass ein Kernproblem ist, liegt eine naheliegende Frage auf der Hand: Warum setzt man nicht stärkere Preissignale, die Erzeugung und Verbrauch näher zusammenbringen? In der Diskussion stehen beispielsweise regionalere Preissignale oder dynamischere Tarife. Laut Darstellungen der Bundesnetzagentur gehören regionale und dynamische Komponenten zu den Ansätzen, die in Konsultationen und Weiterentwicklungen der Tariflogik eine Rolle spielen. Die Idee dahinter ist intuitiv: Wenn Strom in einer Region knapp ist oder Leitungen ausgelastet sind, soll das stärker sichtbar werden, damit sich Investitionen und Verbrauchsverhalten besser anpassen.

Allerdings haben solche Reformen Nebenwirkungen. Ein stärker regionaler Preis kann Verlierer und Gewinner erzeugen, selbst wenn das System insgesamt effizienter wird. Genau deshalb sind Verteilungsfragen politisch sensibel. Eine Studie zu Verteilungswirkungen von Netzentgeltmethoden (2018, älter als zwei Jahre) beschäftigt sich mit regionalen Effekten und zeigt, dass die Tarifgestaltung nicht nur technisch, sondern auch sozial und wirtschaftlich relevant ist. Das erklärt, warum Änderungen oft schrittweise kommen und warum man parallel über Ausgleichsmechanismen spricht.

Im Kontext E-Mobilität wird das besonders greifbar: Das Netz wird lokal durch hohe Ladeleistungen beansprucht, nicht durch die Jahresenergiemenge allein. Tarife, die ausschließlich pro Kilowattstunde rechnen, setzen dafür nur begrenzte Signale. Leistungs- oder zeitvariable Komponenten können Lastspitzen glätten, indem sie Anreize für „netzdienliches“ Laden schaffen. Damit solche Modelle fair funktionieren, braucht es aber Mess- und Steuertechnik sowie klare Regeln, wie Daten genutzt werden dürfen und wie transparent die Kosten entstehen.

Parallel laufen Maßnahmen, die ohne große Tarifrevolution wirken sollen. Ein Beispiel ist der von der Bundesregierung veröffentlichte Aktionsplan zur deutschen Gebotszone (2025), der unter anderem auf Engpassmanagement und Reformschritte eingeht. In Kombination mit der ab 2025 angekündigten Entlastung bei Netzentgelten für Regionen mit hoher erneuerbarer Einspeisung deutet sich eine Linie an: weniger ungewollte Kosten durch Engpässe, mehr Kostenwahrheit, aber auch mehr Differenzierung. Für Verbraucher kann das langfristig stabilisieren, kurzfristig aber auch neue Tarifmodelle und mehr Erklärbedarf bedeuten.

Windstrom kann den Börsenpreis drücken, doch dein Endpreis hängt ebenso stark davon ab, wie gut das Netz den Strom transportieren und ausbalancieren kann. Stromnetz-Gebühren decken die laufenden Fixkosten des Netzes, Investitionen in Ausbau und Digitalisierung sowie indirekt auch den Aufwand ab, Engpässe mit Eingriffen wie Redispatch zu beherrschen. Solange Erzeugung und Verbrauch räumlich auseinanderliegen und Lastspitzen zunehmen, bleibt das Netz ein zentraler Kostentreiber, selbst bei günstiger erneuerbarer Erzeugung. Ab 2025 sind Reformen und Entlastungsmechanismen angekündigt, die regionale Schieflagen abmildern sollen. Entscheidend wird sein, ob Netzausbau, flexible Verbraucher (auch durch E-Mobilität) und smartere Tarife so zusammenspielen, dass Systemkosten sinken, ohne die Komplexität für Haushalte ausufern zu lassen.