Der Ausbau der großen Stromleitungen zwischen Nord- und Süddeutschland bleibt erheblich hinter den ursprünglichen Planungen zurück. Während Windkraftanlagen im Norden zeitweise ihre Produktion reduzieren müssen, werden an anderen Standorten zusätzliche Kraftwerke eingesetzt, um das Stromnetz stabil zu halten. Das verursacht hohe Kosten, die über die Netzentgelte auch bei Verbrauchern und Unternehmen ankommen. Neue Zahlen der Bundesnetzagentur zeigen, dass das Netzengpassmanagement allein im Jahr 2025 rund 3,07 Milliarden Euro gekostet hat. Die für die Energiewende wichtigen Leitungsprojekte SuedLink und SuedOstLink sollen teilweise erst Jahre nach den ursprünglich vorgesehenen Terminen in Betrieb gehen.
Deutschland benötigt leistungsfähige Stromverbindungen, um erneuerbare Energie über weite Entfernungen zu transportieren. Vor allem im Norden und Nordosten wird viel Windstrom erzeugt, während in Süddeutschland große Industriestandorte und Ballungsräume erhebliche Strommengen benötigen. Seit der Abschaltung der letzten deutschen Atomkraftwerke im April 2023 hat der überregionale Stromtransport zusätzlich an Bedeutung gewonnen.
Wie weit die ursprünglichen Planungen und die tatsächliche Umsetzung auseinanderliegen, zeigt eine aktuelle Auswertung des NDR auf Grundlage von Daten der Bundesnetzagentur. Demnach hätten bis Ende Oktober 2026 bereits 7.999 Kilometer neuer Übertragungsleitungen fertiggestellt beziehungsweise in Betrieb sein sollen. Tatsächlich waren am 30. Oktober erst 2.929 Kilometer baulich umgesetzt. Das entspricht rund 37 Prozent der ursprünglich für diesen Zeitpunkt vorgesehenen Strecke. Dabei bedeutet ein fertiggestellter Leitungsabschnitt noch nicht automatisch, dass er bereits Strom transportieren kann. Gerade große Gleichstromverbindungen können häufig erst nach Fertigstellung der gesamten Strecke in Betrieb gehen.
Die Verzögerungen betreffen nicht nur einzelne regionale Projekte, sondern zentrale Bestandteile des deutschen Übertragungsnetzes. Besonders wichtig sind mehrere große Nord-Süd-Verbindungen, die Strom aus windreichen Regionen zu den Verbrauchsschwerpunkten transportieren sollen. Ohne diese zusätzlichen Kapazitäten müssen die Netzbetreiber weiterhin auf kostspielige Maßnahmen zurückgreifen, um Überlastungen vorhandener Leitungen zu vermeiden.
Die Stromautobahnen in Deutschland gehören zu den größten Infrastrukturprojekten der Energiewende. SuedLink soll Windstrom von Schleswig-Holstein nach Bayern und Baden-Württemberg transportieren. Das Projekt besteht aus zwei großen Gleichstromverbindungen und wird von den Übertragungsnetzbetreibern TenneT und TransnetBW umgesetzt.
Ursprünglich waren für die beiden SuedLink-Verbindungen Inbetriebnahmen in den Jahren 2019 beziehungsweise 2022 vorgesehen. Nach dem aktuellen Zeitplan sollen sie nun Ende 2028 ans Netz gehen. TransnetBW bekräftigte diesen Termin noch am 29. September 2026. Zwar seien wegen neuer geologischer Erkenntnisse Anpassungen an einem etwa drei Kilometer langen Bauabschnitt bei Bad Friedrichshall notwendig geworden, der angestrebte Fertigstellungstermin werde dadurch aber nicht infrage gestellt.
Auch SuedOstLink liegt deutlich hinter seiner ursprünglichen Planung zurück. Die Verbindung zwischen Wolmirstedt in Sachsen-Anhalt und dem Kraftwerksstandort Isar in Bayern soll Strom aus dem Nordosten nach Süddeutschland transportieren. Der ursprüngliche Fertigstellungstermin lag im Jahr 2022. Nach aktuellem Planungsstand wird die Verbindung erst 2027 benötigt beziehungsweise zur Inbetriebnahme vorgesehen. Die später hinzugekommene Erweiterung SuedOstLink+ ist für 2032 geplant.
Bei den weiteren großen Verbindungen gibt es ebenfalls Verzögerungen. A-Nord soll nach den aktuellen Planungen Mitte 2027 fertiggestellt werden, Ultranet Ende 2026. Beide Projekte hätten nach den ursprünglichen Zeitplänen deutlich früher zur Verfügung stehen sollen.
Welche Folgen fehlende Netzkapazitäten bereits haben, lässt sich an den Abregelungen erneuerbarer Energien ablesen. Nach den Daten der Bundesnetzagentur wurde die Einspeisung von Windkraftanlagen und Solaranlagen im Jahr 2025 um insgesamt 9.379 Gigawattstunden reduziert. Das entspricht rund 9,4 Terawattstunden und etwa 3,5 Prozent der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung.
Dabei entfielen 3.351 Gigawattstunden auf Offshore-Windkraftanlagen, 3.225 Gigawattstunden auf Windenergieanlagen an Land und 2.704 Gigawattstunden auf Photovoltaikanlagen. Die Abregelung von Solarstrom nahm gegenüber 2024 deutlich zu, während die Eingriffe bei der Windenergie geringer ausfielen.
Die Einschränkungen entstehen nicht ausschließlich durch fehlende Stromautobahnen zwischen Nord und Süd. Auch regionale Verteilnetze können überlastet sein. Nach Angaben der Bundesnetzagentur wurden 2025 rund 65 Prozent der Redispatch-Mengen bei erneuerbaren Energien durch Engpässe im Übertragungsnetz verursacht. Etwa 35 Prozent entfielen auf Engpässe in den Verteilnetzen.
Damit lässt sich nicht die gesamte abgeregelte Strommenge allein auf verspätete Nord-Süd-Leitungen zurückführen. Gleichzeitig zeigen die Zahlen, wie stark die Nutzung erneuerbarer Energien von ausreichenden Transportkapazitäten abhängt.
Wenn eine Stromleitung überlastet zu werden droht, greifen die Netzbetreiber gezielt in die Erzeugung ein. Dieses Verfahren heißt Redispatch. Dabei wird die Einspeisung vor einem Netzengpass verringert und auf der anderen Seite zusätzliche Erzeugungsleistung aktiviert.
Das bedeutet beispielsweise, dass eine Windkraftanlage ihre Stromproduktion reduzieren muss, während ein konventionelles Kraftwerk an einem anderen Standort mehr Strom erzeugt. Dafür kommen unter anderem Gas- und Kohlekraftwerke infrage. Nicht jeder Einsatz eines konventionellen Kraftwerks beim Redispatch ersetzt allerdings unmittelbar eine bestimmte abgeregelte Windstrommenge.
Im Jahr 2025 wurde die Einspeisung von am Strommarkt teilnehmenden Kraftwerken im Rahmen solcher Maßnahmen um insgesamt 7.732 Gigawattstunden erhöht. Zusätzlich kamen Netzreservekraftwerke mit rund 1.302 Gigawattstunden zum Einsatz. Die häufigsten zusätzlichen Erzeugungsmengen bei den konventionellen Kraftwerken entfielen auf Erdgas und Steinkohle.
Für die Stromversorgung ist dieses Verfahren notwendig. Ohne die Eingriffe könnten Netzüberlastungen die Stabilität des Stromsystems beeinträchtigen. Zugleich entstehen zusätzliche Ausgaben, unter anderem für den Betrieb und die Bereithaltung von Kraftwerken sowie den finanziellen Ausgleich betroffener Anlagenbetreiber.
Das Netzengpassmanagement verursachte im Jahr 2025 vorläufige Gesamtkosten von 3,071 Milliarden Euro. Im Vorjahr waren es nach dem aktuellen Datenstand 2,954 Milliarden Euro gewesen. Damit stiegen die Ausgaben um rund vier Prozent.
Die Zahlen umfassen verschiedene Maßnahmen zur Sicherung des Stromnetzes, darunter Redispatch mit konventionellen und erneuerbaren Erzeugungsanlagen, den Einsatz und die Bereithaltung von Reservekraftwerken sowie sogenannte Countertrading-Maßnahmen. Beim Countertrading werden Stromhandelsgeschäfte eingesetzt, um physikalische Stromflüsse zu verändern und Engpässe zu entlasten.
Nicht die gesamten 3,071 Milliarden Euro können als Kosten der verspäteten Stromautobahnen betrachtet werden. Die Netzbetreiber müssten auch bei einem weiter ausgebauten Stromnetz bestimmte Eingriffe vornehmen, etwa wegen regionaler Engpässe oder besonderer Netzsituationen.
Wie groß der wirtschaftliche Effekt der verzögerten Leitungen sein könnte, verdeutlicht eine Schätzung von Arne Lilienkamp vom Energiewirtschaftlichen Institut an der Universität zu Köln. Nach seiner Einschätzung hätten bei einer Fertigstellung der vier großen Nord-Süd-Verbindungen bis 2022 in den vergangenen drei Jahren jährlich mindestens 1,4 Milliarden Euro vermieden werden können. Die Größenordnung von insgesamt mehr als vier Milliarden Euro beruht damit auf einer Expertenschätzung und ist keine von der Bundesnetzagentur gesondert ausgewiesene Kostensumme.
Auch im laufenden Jahr bleiben die Ausgaben erheblich. Für das erste Quartal 2026 meldete die Bundesnetzagentur vorläufige Gesamtkosten von 784 Millionen Euro. Im zweiten Quartal kamen weitere 673 Millionen Euro hinzu. Zusammen ergibt das für das erste Halbjahr rund 1,46 Milliarden Euro.
Während das erste Quartal gegenüber dem entsprechenden Vorjahreszeitraum einen Kostenrückgang verzeichnete, stiegen die Ausgaben im zweiten Quartal leicht an. Besonders auffällig ist, dass das gesamte Maßnahmenvolumen im zweiten Quartal um rund zehn Prozent zurückging, die Kosten aber trotzdem von 659 auf 673 Millionen Euro zunahmen.
Die Bundesnetzagentur führt dies insbesondere auf höhere Kosten für die Vorhaltung von Reservekraftwerken zurück. Im zweiten Quartal 2026 entfielen rund 337 Millionen Euro auf die Netzreserve, einschließlich Vorhaltung und Einsatz. Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Marktkraftwerken verursachten etwa 199 Millionen Euro. Der finanzielle Ausgleich für Betreiber abgeregelter erneuerbarer Anlagen lag bei rund 126 Millionen Euro. Hinzu kamen rund zehn Millionen Euro für Countertrading.
Die Entwicklung zeigt, dass sinkende Abregelungsmengen nicht automatisch zu entsprechend niedrigeren Kosten führen. Neben der tatsächlich eingesetzten Strommenge spielen unter anderem die Brennstoffpreise, die Vorhaltekosten von Kraftwerken und die jeweiligen Netzsituationen eine Rolle.
Die Kosten für das Netzengpassmanagement werden im regulierten Stromnetzsystem berücksichtigt und fließen über die Netzentgelte in die Finanzierung der Stromnetze ein. Netzbetreiber müssen sowohl Eingriffe in die Erzeugung als auch bestimmte Entschädigungen und Reserveleistungen finanzieren.
Für Verbraucher entstehen dadurch zusätzliche Kosten im Stromversorgungssystem. Die vereinfachte Aussage, Haushalte müssten denselben Strom zweimal bezahlen, beschreibt den tatsächlichen Abrechnungsmechanismus jedoch nicht korrekt.
Wenn eine erneuerbare Anlage ihre Einspeisung wegen eines Netzengpasses reduzieren muss, können finanzielle Ausgleichsansprüche entstehen. Wird auf der anderen Seite des Engpasses zusätzliche Stromerzeugung benötigt, entstehen auch dafür Kosten. Durch den finanziellen und bilanziellen Ausgleich soll zugleich verhindert werden, dass betroffene Anlagenbetreiber ungerechtfertigte wirtschaftliche Nachteile erleiden.
Diese Aufwendungen erhöhen die Kosten für den Betrieb des Stromsystems. Sie bedeuten aber nicht, dass jede abgeregelte Kilowattstunde in identischer Höhe zweimal auf einer Haushaltsrechnung erscheint.
Wie bedeutsam die Netzentgelte insgesamt sind, verdeutlicht die Bundesnetzagentur mit aktuellen Größenordnungen. Im August 2026 bezifferte sie das jährliche Kostenvolumen der Netzentgelte auf rund 37 Milliarden Euro. Ihr Anteil an den Stromkosten eines Haushalts liege bei ungefähr 30 Prozent. In diesem Gesamtbetrag stecken allerdings zahlreiche weitere Positionen, insbesondere Kosten für Betrieb, Instandhaltung und Ausbau der Netze.
Die Verzögerungen beim Netzausbau wirken sich ebenfalls auf den Bedarf an Reservekraftwerken aus. Für das Winterhalbjahr 2026/2027 hat die Bundesnetzagentur einen Netzreservebedarf von 7.407 Megawatt bestätigt. Im vorherigen Winterhalbjahr waren es 6.493 Megawatt.
Von dem bestätigten Bedarf sollen 4.742 Megawatt durch deutsche Reservekraftwerke gedeckt werden. Weitere 2.665 Megawatt sind durch Kraftwerke im benachbarten Ausland vorgesehen. Für den späteren Winter 2028/2029 ermittelte die Bundesnetzagentur einen Reservebedarf von 8.274 Megawatt.
Dabei handelt es sich um vorzuhaltende Leistung und nicht um eine Strommenge, die dauerhaft erzeugt werden muss. Die Kraftwerke werden für Situationen benötigt, in denen die regulär am Markt verfügbaren Möglichkeiten nicht ausreichen, um Netzengpässe zu beherrschen.
Die Bundesregierung hat in den vergangenen Jahren verschiedene Änderungen zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren vorgenommen. Ein wesentlicher Teil der großen Gleichstromverbindungen wird als Erdkabel gebaut. Diese Bauweise erfordert unter anderem umfangreiche Tiefbauarbeiten und technische Anlagen für die Umwandlung des Stroms.
Die Inbetriebnahme der großen Verbindungen dürfte die bestehenden Engpässe verringern. Gleichzeitig verändern sich die Anforderungen an das Stromnetz durch den weiteren Ausbau von Windenergie und Photovoltaik, zusätzliche elektrische Verbraucher und den grenzüberschreitenden Stromhandel.
Die Bundesnetzagentur arbeitet deshalb auch an einer Reform der Netzentgeltsystematik. Die neuen Vorgaben sollen ab 2029 gelten. Ziel ist unter anderem, Anreize für eine effizientere Nutzung vorhandener Netzkapazitäten zu schaffen und die Kosten künftig anders zu verteilen. Eine entsprechende Rahmenfestlegung ist für Ende 2026 vorgesehen.
Bis zur Fertigstellung der großen Stromverbindungen bleiben Eingriffe in die Stromerzeugung ein notwendiger Bestandteil der Netzführung. Die neuesten Zahlen belegen zugleich, dass die fehlenden Transportkapazitäten weiterhin erhebliche wirtschaftliche Folgen haben. Mit SuedOstLink ab 2027 und SuedLink ab Ende 2028 sollen zwei besonders wichtige Verbindungen diese Engpässe künftig verringern.
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