Im Media-Pioneer-Interview vom 3. Juni 2026 hat Wirtschaftsministerin Katharina Reiche ein eingängiges Bild bemüht: Jedes Jahr koste der Redispatch „3 Milliarden, 3,5 Milliarden für Strom, den man nicht bekommen hat“ — und ein Bäcker, der zu viele Brötchen backe, könne für seinen Überschuss ja auch keine Entschädigung verlangen. Klingt überzeugend. Hält der Prüfung mit den offiziellen Daten aber nicht stand (1).
Auf einem Blick
Erstens: Die „3 Milliarden“ sind zum weit größeren Teil kein Geld für Ökostrom.
Die offiziellen Jahreszahlen der Bundesnetzagentur (SMARD) für 2025 (2): Die Gesamtkosten des Netzengpassmanagements lagen bei rund 3,07 Mrd. € (2024: 2,95 Mrd. €). Davon entfielen nur 433 Mio. € auf den Ausgleich an abgeregelte Erneuerbare — rund ein Siebtel, und 22 % weniger als 2024 (554 Mio. €), weil höhere Großhandelspreise die Marktprämien drückten. Der größte Einzelblock (1,18 Mrd. €) entfällt auf das Hochfahren fossiler Kraftwerke im Süden; den Rest bilden Reservevorhaltung und Countertrading. Der Teil, den Reiches Erzählung meint, schrumpft also sogar — wer die volle Summe als „Entschädigung für Ökostrom“ verkauft, überzeichnet die relevante Zahl um rund das Siebenfache. Und der Ausblick weist nach unten: Für 2025–2028 erwarten die Übertragungsnetzbetreiber inzwischen deutlich niedrigere Netzengpasskosten als zuvor angenommen (laut BEE annähernd 9 Mrd. € weniger), weil die großen Nord-Süd-Trassen (Ultranet, SuedOstLink, SuedLink) ans Netz gehen (2, 6).
Zweitens: Der Bäckervergleich hinkt — dreifach.
Nicht der Betreiber „überproduziert“, sondern der Netzbetreiber drosselt, weil die Leitung den Strom nicht abtransportieren kann. Und das nicht, weil zu viel gebaut wurde, sondern weil der Leitungsausbau den eigenen Plänen um Jahre hinterherhinkt: Die großen Nord-Süd-Trassen sollten längst stehen (geplant 2022/23), gehen aber erst ab 2028 in Betrieb — rund fünf bis sechs Jahre Verzug (6, 7). Verantwortlich dafür sind die Netzbetreiber und ein über Jahre verschleppter Netzausbau, nicht die Erbauer und Betreiber der EE-Anlagen. Der treffende Vergleich wäre also ein Bäcker, dessen Ware nicht ausgeliefert werden kann, weil die Stadt die nötigen Straßen nie ausgebaut hat — auch der bekäme selbstverständlich Ersatz. Zudem ist Redispatch technologieneutral: Dieselbe Logik zahlt fossilen Kraftwerken weit mehr fürs Hochfahren als den Erneuerbaren fürs Drosseln (2). Und „weggeworfen“ wird nichts — ein abgeregeltes Windrad dreht nicht, der Strom entsteht gar nicht erst.
Drittens: Reiche liefert die Pointe selbst.
Auf die Frage nach Negativstunden räumt sie ein, eine Kürzung könne „nur für neue Anlagen zutreffen“, weil Gesetze nicht rückwirkend in Investitionen eingreifen (1). Genau diese Korrektur ist für Neuanlagen aber schon Gesetz: § 51 EEG setzt die Förderung bei negativen Preisen auf null (4). Die früher gestaffelte Stundenregel (6 → 4 → 3 Stunden Karenzzeit) wurde für Neuanlagen abgeschafft — seit dem 25. Februar 2025 (Solarspitzengesetz) entfällt die Vergütung ab der ersten Viertelstunde mit negativem Preis, ohne jede Karenzzeit, für Neuanlagen ab 2 kWp (4, 5). Ausgeförderte Ü20-Anlagen erhalten ohnehin keine Marktprämie mehr. Heute fällt rund ein Viertel der PV-Leistung unter diese Nullvergütung (FfE, Okt. 2024) — Tendenz stark steigend, weil praktisch der gesamte Neubau darunterfällt. Der Bäcker, den Reiche zeichnet, existiert für den Neubau schon nicht mehr (8).
Und die unterschlagene Dimension:
Reiche dramatisiert den Stromhandel — finanziell ist er marginal. Deutschland ist zwar seit 2023 Nettoimporteur (2025 rund 22 TWh, 2024 mit rund 28 TWh ein Rekord), doch der Wert dieser Nettostromimporte lag 2024 bei nur rund 2 Mrd. € (KfW Research, stündliche Großhandelspreise) (3). Importiert wird zudem nicht aus Mangel, sondern weil ausländischer Strom in diesen Stunden schlicht billiger ist als teure heimische Erzeugung. Der große Geldabfluss steckt woanders: Für den Import fossiler Energieträger — Öl, Gas, Kohle — zahlte Deutschland 2024 rund 76 bis 81 Mrd. €, gut 2,5 % des BIP; im Krisenjahr 2022 waren es bis zu 146 Mrd. € (3). Genau diese Rechnung senken Erneuerbare und Elektrifizierung. Gemessen daran ist der Streit um die gut 400 Mio. € Abregelungsentschädigung an die Erneuerbaren ein Nebenschauplatz.
Was stimmt – und was nicht.
Negative Preise nehmen zu (2025 rund 573 Stunden, 2026 auf Rekordkurs), die Kosten sind real, am Ende zahlt der Verbraucher. Mehr Speicher, Flexibilität und vor allem Netzausbau sind nötig — Letzteren fordern SPD und Grüne parteiübergreifend als das eigentliche Mittel. Falsch ist die Diagnose: Die „3 Milliarden für weggeworfenen Strom“ sind es nicht, das Bäckerbild trägt nicht, und die geforderte Korrektur läuft längst. Reiches „Netzpaket“ setzt stattdessen an der Folge an (Entschädigung streichen) statt an der Ursache (Netzausbau) — und entlastet ausgerechnet jene Verteilnetzbetreiber, die zu langsam ausgebaut haben. Dass die Ministerin bis 2025 einen der größten Verteilnetzbetreiber führte, gehört zur Einordnung dazu (2, 6).
Für unsere Branche heißt das vor allem:
Die Erlösunsicherheit aus Negativpreisen ist im Neubau bereits eingepreiste Realität, nicht erst eine Drohung. Genau deshalb verschiebt sich der Investment-Case ohnehin weg von der reinen Mengenförderung hin zu Flexibilität — steuerbare Lasten, Co-Location und Batteriespeicher, die negative Stunden in Erlöse drehen. Die politische Debatte hinkt der Marktlogik hinterher (4, 8).
Eine eingängige Anekdote ersetzt keine Diagnose. Und auf einer falschen Diagnose lässt sich keine gute Energiepolitik bauen.
Überarbeitet von: Torsten Musick
QUELLEN:
(1) Mößbauer, K. (Interviewer) & Reiche, K. (Interviewee) (2026, 3. Juni). „Ohne Wachstum steigen die Verteilungskämpfe“ [Interview]. Media Pioneer, Morning Briefing – Business Class Edition. Verfügbar unter: https://www.thepioneer.de/originals/thepioneer-briefing-business-class-edition/podcasts/ohne-wachstum-steigen-die-verteilungskaempfe (aufgerufen am: 08.06.2026)
(2) Bundesnetzagentur/SMARD (2025). Netzengpassmanagement Gesamtjahr 2025. Verfügbar unter: https://www.smard.de (aufgerufen am: 08.06.2026)
(3) KfW Research (2024). Stromimporte und fossile Importrechnung Deutschland 2024. Verfügbar unter: https://www.kfw.de/KfW-Konzern/KfW-Research (aufgerufen am: 08.06.2026)
(4) Bundesministerium für Justiz (2025). Erneuerbare-Energien-Gesetz 2023 i. d. F. Solarspitzengesetz (in Kraft 25.02.2025), §§ 51, 51a EEG 2023. Verfügbar unter: https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2023 (aufgerufen am: 08.06.2026)
(5) Clearingstelle EEG|KWKG (2025). Hinweise und Entscheidungen zu §§ 51, 51a EEG 2023. Verfügbar unter: https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de (aufgerufen am: 08.06.2026)
(6) BEE/Übertragungsnetzbetreiber (2025). Prognose Netzengpasskosten 2025–2028. Verfügbar unter: https://www.bee-ev.de (aufgerufen am: 08.06.2026)
(7) Bundesnetzagentur (2025). Quartalsberichte Netzengpassmanagement 2025–2028. Verfügbar unter: https://www.bundesnetzagentur.de (aufgerufen am: 08.06.2026)
(8) Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft (FfE) (2024). Anteil Photovoltaik ohne Stundenregelung. München: FfE. Verfügbar unter: https://www.ffe.de (aufgerufen am: 08.06.2026)
