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Rekordwindstrom-Quartal

Netzbetreiber mussten wieder mehr eingreifen

Die Netzbetreiber korrigierten im ersten Quartal 2019 die Stromeinspeisung um 8.377 Gigawattstunden (GWh). Es war der bisher zweithöchste Wert.

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Tilman Weber

Redispatchmaßnahmen, Einsman-Eingriffe und Netzreservekraftwerks-Einspeisungen summierten sich im Zeitraum Januar bis März gemäß den nun präsentierten Daten der Bundesnetzagentur auf den Fast-Rekordwert von 8.377 GWh. Nur im ersten Quartal 2017 war diese Summe mit einer Eingriffssumme von 11.386 GWh bisher höher.

Insbesondere auch beim sogenannten Redispatch war der Wert mit 4.946 GWh im Vergleich zu früheren Quartalen sehr hoch. Dabei war diese gesetzlich geregelte zwangsweise Auf- und Abregelung konventioneller Kraftwerke durch die Netzbetreiber zur Verhinderung von Netzengpässen in den bisherigen Eingriffs-Bilanzen der Netzbetreiber für sich betrachtet noch keine Ausnahmeerscheinung: Der Redispatch erreichte im ersten Quartal 2019 den bisher zweithöchsten – weit hinter dem Wert des ersten Quartals 2017, als konventionelle Kraftwerke ihre Erzeugungsarbeit auf Anweisung um 8.470 GWh anpassen mussten. Zweimal zudem, im jeweils vierten Quartal von 2015 und 2018, hatte der bundesweite Netzbetrieb rund 7.000 GWh Redispatch erfordert.

Nie zuvor so viel Grünstrom abgeregelt

Allerdings regelten die Netzbetreiber noch nie zuvor so viel Grünstrom ab, wie jetzt: Im ersten Quartal 2019 mussten die Betreiber insbesondere der Windparks auf die Produktion von 3.256 GWh verzichten – weil die Netzbetreiber durch die sogenannten Einsman-Eingriffe ihre Turbinen aus dem Wind drehten. Diese vom Gesetzgeber nur in äußersten Notfällen zum Schutz überlasteter Netze vorgesehene Rekord-Abregelung betraf zu 99 Prozent Windparks – und war laut Bundesnetzagentur nicht zuletzt einer im Vergleich zu früheren Quartalen besonders windreichen Großwetterlage geschuldet. Zum Vergleich: Die bisher größte Menge weggeworfener Grünstromeinspeisung hatte sich im ersten Quartal 2018 mit 1.971 GWh angesammelt.

Derweil mussten die ausgewiesenen Netzreservekraftwerke auf Anweisung für die Erzeugung von gerade einmal nur noch 126 GWh die Erzeugung aufnehmen. Das war maximal ein Fünftel dessen, was in den vorangegangenen drei Jahren im jeweiligen Anfangsquartal abgerufen wurde – wobei das Anfangsquartal 2017 sogar einen Abruf von mehr als 1.500 GWh erfordert hatte.

Detailliertere Begründungen für die teils auffälligen und im Vergleich zu früheren Quartalen gegensätzlichen Entwicklungen machte die Bundesnetzagentur bei Bekanntgabe der Bilanz nicht. Sie warnte lediglich wie schon Ende 2018 davor, die hohen Regelungswerte nicht als Zeichen fehlender Integrierbarkeit der Erneuerbaren misszuverstehen: Mit einer Quote des tatsächlich erzeugten und durch die Netze transportierten Grünstroms im Verhältnis zum vermarkteten Grünstrom von 95 Prozent sei die Integration der Erneuerbaren so gut gelungen wie im Vorjahresquartal Anfang 2018. Die um 21 Prozent höhere Strommenge aus Erneuerbaren-Anlagen aufgrund der Rekorderzeugung der Windparks kam demnach also anteilig eins zu eins genauso auch bei den Verbrauchern an.

Zwei Fernstromleitungen am meisten betroffen

Regional konzentrierten sich die Regeleingriffe auf die am stärksten betroffenen Netzstrecken Dipperz-Großkrotzenburg in Hessen mit dem Steinkohlekraftwerk Staudinger am südlichen Streckenende und danach Dörpen-Hanekenfähr in Niedersachsen mit dem Kernkraftwerk Lingen am südlichen Ende. Die meisten Kraftwerksreduzierungen gemessen an der vermiedenen Einspeisung ereigneten sich in Nord- und Ostdeutschland mit Niedersachsen, Brandenburg und Sachsen an der Spitze vor Schleswig-Holstein und dahinter noch Nordrhein-Westfalen. In ähnlicher Höhe mussten Kraftwerke im Süden und Westen Deutschlands ihre Erzeugungsleistung nach oben regeln: am meisten in Nordrhein-Westfalen, Hessen und Bayern, sowie immer noch weit überdurchschnittlich auch in Bayern und Niedersachsen und – allerdings noch etwas dahinter liegend – in Rheinland-Pfalz.

Welche Auswirkung hatte das Mischpreisverfahren?

Inwiefern die hohen Redispatch-Werte und Windkraft-Abregelungen auch mit den jüngsten Entwicklungen an den Regelenergiemärkten zu tun haben oder nicht, erwähnte die Bundesnetzagentur nicht. Das Oberlandesgericht Düsseldorf lehnte im Juli das Ende 2018 eingeführte Mischpreisverfahren für die Preisfindung für Regelenergie als unzulässig ab. Dieses Verfahren regelte bis zuletzt die Preisfindung für die kontinuierliche Versteigerung von Regelenergie zum Ausgleich zu erwartender Unter- oder Überdeckungen der Stromversorgung im Netz. Allerdings war es insbesondere im zweiten Quartal dieses Jahres zu mehrmaligen Notsituationen gekommen, weil sich die Versorger schlicht nicht mehr mit den notwendigen Regelenergiemengen am Markt eingedeckt hatten. Die Netzbetreiber mussten die drohenden Unterdeckungen mit Anweisungen zum Hochfahren konventioneller Kraftwerke ausgleichen.

Kritiker des Mischpreisverfahrens gaben daraufhin Anfang Juli dem jetzt durch die Düsseldorfer Richter gekippten Markt-Mechanismus an den Engpasssituationen im Juni die Schuld. Sie sehen darin Erneuerbare-Energien-Anlagen wie solche der Windkraft und Photovoltaik durch eine strukturelle Schlechterbehandlung weitgehend ausgeschlossen. Außerdem sehen sie im Mischpreisverfahren einen Türöffner für rein spekulative Marktvorgänge. Tatsächlich waren insbesondere im vergangenen Quartal solche spekulativen Vorgänge aufgetreten, die jene Kritiker auf den jetzt gekippten Mechanismus zurückführten. Die Übetragungsnetzbetreiber haben bisher zu den Engpass-Vorgängen im Juni keine Ursachenforschung abgeliefert. Diese solle aber "in den nächsten Wochen" erfolgen, hieß es im Juli.

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