2023 waren mehr Redispatch-Maßnahmen erforderlich, um das Stromnetz stabil zu halten. Die Kosten dafür sind allerdings zurückgegangen.

 

Im vergangenen Jahr betrug das Maßnahmenvolumen fürs Netzengpassmanagement (Redispatch) rund 34 Milliarden kWh. Es ist damit im Vergleich zum Vorjahr angestiegen. Die Kosten betrugen 3,1 Milliarden Euro. Sie sind zurückgegangen. Das geht aus Zahlen der Bundesnetzagentur hervor. Der Rückgang der Kosten ist danach hauptsächlich auf die gesunkenen Brennstoff- und Großhandelspreise zurückzuführen.

Der Zubau von Erneuerbare-Energien-Anlagen und die gleichzeitigen Verzögerungen im Leitungsausbau führen immer wieder zu hohen Netzbelastungen. Vor allem die Trassen aus dem Norden mit seinen vielen Windkraftanlagen in den energiehungrigen Süden der Republik sind stark belastet. Deshalb muss phasenweise die Erzeugung des Stroms geographisch umverteilt werden. Immer wieder ist es dann erforderlich, dass beispielsweise Windenergie in Schleswig-Holstein gedrosselt wird, während in Bayern und Baden-Württemberg Kohlemeiler angeworfen werden. Sowohl die Windmüller als auch die Betreiber der konventionellen Kraftwerke werden für diesen Redispatch entschädigt.

Vor allem im Übertragungsnetz ist es eng

Das gesamte Maßnahmenvolumen für das Netzengpassmanagement (Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreserve-Kraftwerken sowie Countertrading) lag im Jahr 2023 bei rund 34.294 Milliarden kWh und ist im Vergleich zum Vorjahr um 4,6 Prozent gestiegen (2022: 32.772 Milliarden kWh). Die vorläufigen Gesamtkosten betrugen rund 3,1 Milliarden Euro und sind, trotz gestiegener Mengen, im Vergleich zum Vorjahr um 24 Prozent geringer.

Die im Redispatch angepassten Einspeisungen der am Markt befindlichen Kraftwerke betrugen im Jahr 2023 rund 27.133 Millionen kWh (2022: 24.225 Millionen kWh). Davon entfielen 10.478 Millionen kWh auf Redispatch mit erneuerbaren Energien (2022: 8.071 Millionen kWh). Obwohl rund 42 Prozent dieser Menge EE-Anlagen betrafen, die im Verteilernetz angeschlossen sind, lag der verursachende Netzengpass zu rund 80 Prozent im Übertragungsnetz. Rund 20 Prozent der Redispatch-Menge mit erneuerbaren Energien wurden aufgrund von Engpässen im Verteilnetz veranlasst.
 
Mit 5.729 Millionen kWh beziehungsweise 3.980 Millionen kWh waren Offshore- und Onshore-Windenergieanlagen 2023 die am meisten abgeregelten Energieträger. Zum Ausgleich der Reduzierungen im Redispatch wurden hingegen Steinkohle- und Gaskraftwerke mit 5.460 Millionen kWh beziehungsweise 3.224 Millionen kWh am häufigsten zugeschaltet.

Im Vergleich zum Vorjahr ist die Abregelung von Offshore- und Onshore-Windenergieanlagen um 38 beziehungsweise 25 Prozent angestiegen. Das ist auf die gestiegene Einspeisung im Jahr 2023 zurückzuführen, die 18 Prozent über dem Wert des Vorjahres lag. Neben dem Ausbau (um 2.300 MW gestiegene installierte Leistung) trug vor allem ein im Vergleich zum Vorjahr höheres Windaufkommen zur Entwicklung bei.

4 Prozent der Erneuerbaren abgeregelt

Ungeachtet der gestiegenen Abregelungen der erneuerbaren Erzeugung blieb im Verhältnis zur Gesamt-Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien der wegen strom- und spannungsbedingten Engpässen abgeregelte Anteil 2023 bei rund 4 Prozent. Es konnten somit 96 Prozent der Erneuerbaren-Erzeugung transportiert und vom Endverbraucher genutzt werden.

Die Netzreserve-Kraftwerke wurden im Jahr 2023 mit rund 1.149 Millionen kWh zur Engpass-Entlastung eingesetzt (2022: 3.238 Millionen kWh). Der Rückgang der Netzreserve-Einsätze ist auf das in Kraft getretene Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz zurückzuführen. Um kurzfristig Erdgas in der Stromerzeugung einzusparen, konnten vor allem Betreiber von Kohlekraftwerken, befristet bis 2024, ihre Anlagen aus der Netzreserve in den Strommarkt zurückholen.

Die Menge der Countertrading-Maßnahmen betrug im Jahr 2023 rund 6.016 Millionen kWh und hat sich im Vergleich zum Vorjahr um 13 Prozent erhöht (2022: 5.309 Millionen kWh). Ursächlich für diese Entwicklung ist zum einen die Erhöhung der Mindest-Handelskapazität zwischen Deutschland und Dänemark. Zum anderen ist der Anstieg auf geringere physikalische Übertragungskapazitäten zurückzuführen. Grund dafür waren vorübergehende Einschränkungen kritischer Netzelemente, die mit den Netzausbau-Arbeiten einhergingen.

Die vorläufigen Gesamtkosten für das Netzengpassmanagement von 3,1 Milliarden Euro setzen sich so zusammen:

• Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Anlagen beliefen sich 2023 auf 1,8 Milliarden Euro (2022: 2,5 Milliarden Euro). Grund für den Rückgang sind die gesunkenen Brennstoff- und Großhandelspreise im Vergleich zum Vorjahr.
• Die Kosten der Drosselung erneuerbarer Energien betrugen 0,6 Milliarden Euro und sind damit deutlich gestiegen (2022: 0,2 Milliarden Euro).
•  Hinzu kommen die Kosten für die Netzreserve in Höhe von 0,6 Milliarden Euro und das Countertrading mit 0,2 Milliarden Euro.