Arbeit an der Technik der Blindstromkompensation durch KBR Energy Management
Erneuerbare-Energien-Gesetz und Netzpaket könnten eine flexiblere zielgenaue Windstromversorgung erfordern. Diese Unternehmen helfen.
Tilman Weber
Sinkenden Stromerlösen und steigenden Betriebskosten bestehender Windparks will das Erneuerbare-Energien-Unternehmen BMR Energy aus Geilenkirchen mit einer Schallkur entgegnen. Als Expertisedienst werde es Betriebsbeschränkungen zum Senken der Geräuschemissionen prüfen (siehe Anzeige rechts). Das Unternehmen aus dem rheinischen Revier will mittels einer datenbasierten Analyse ungenutzte Ertragsreserven einzelner Windturbinen messen und ohne technische Umbauten die schallreduzierenden Betriebsmodi mit verlangsamten Rotordrehungen wieder aufdrehen. Dann werde es Genehmigung und Betriebsparameter anpassen. Referenzwindparks hätten Mehrerträge von hunderttausenden bis zwei Millionen Kilowattstunden erzielt.
Das 32-Mitarbeitenden-Team sprach bisher Windparkbetriebe an, deren Förderzeit endet und die im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geregelte Einspeisetarife dann verlieren. Nun zielt BMR Energy aufs EEG 2027. Um „mutmaßliche neue Chancen nutzen zu können“, so antwortet BMR-Projektentwicklungs-Teamchef Michael Wessel auf eine Frage von ERNEUERBARE ENERGIEN, wollen die Rheinländer den Kunden sechsfach helfen: Außer durch nachgebesserte Schall-Betriebsmodi wollen sie Photovoltaikparks bauen, die im Zusammenspiel mit Windparks die Netzanschlüsse besser auslasten, wollen mit Batteriespeichern die Stromvermarktung verbessern, Direktvermarktungsverträge prüfen, durch Betriebsführung technische Verfügbarkeiten erhöhen und Potenziale für On-Site PPA bewerten: Industrieunternehmen zeichnen hier mehrjährige Stromabnahmeverträge (international: PPA) für Regenerativanlagen auf ihrem Gelände, die sie mangels Expertise aber andere betreiben lassen.
2 Gigawattstunden Mehrertrag im Jahr ist die beste Ausbeute eines Referenzwindparks, für den BMR Energy die schallreduzierende Betriebsbeschränkung erübrigen beziehungsweise abmildern konnte.
Bislang enthalten die Kabinettsentwürfe für die zwei größten Gesetzesvorhaben der Bundesregierung und ihrer schwarz-roten CDU/CSU-SPD-Koalition im Bundestag wenig mehr als Auflagen, die Förderzahlungen an Windkraft- und Solaranlagenbetreibende deckeln, mehr Beiträge zur Netzstabilität einfordern und den Zugang zu Netzkapazitäten einschränken. Zugleich haben die geplanten Breitbandnovellen EEG 2027 und Netzpaket viele Leerstellen. Schwarz-Rot könnte sie nach etwas parlamentarischem Ringen im Herbst noch füllen. Koalitionsvertrag und Einzelgesetze der vergangenen zwei Jahre geben die Richtung vor: mehr Marktintegration, Strom ohne Netzeinspeisung speichern oder nutzen statt Anlagen bei vollen Leitungen abzuschalten, nicht EEG-vergütetes Vermarkten über Industrieversorgung und Regelenergieverträge mit Netzbetreibern, flexiblerer Anschluss von Erzeugungskapazitäten, Stromtausch und Eigenverbrauch in Energiegemeinschaften, mehr Rechenschafts- und Nachweispflichten.
Viele Branchenunternehmen haben Konzepte schon vorbereitet, um mutmaßliche EEG-2027-Ziele zu erfüllen. Der Vareler Ingenieur- und Betriebsführungsdienst Deutsche Windguard wirbt genau dafür: Seine kaufmännische und technische Betriebsführung nehme die Nutzungsbreite der Windparks in den Blick. Sie lasse stets aktuell erkennen, ob technische Ausfälle die Stromernte mindern oder Redispatch genanntes Abregeln durch die Netzbetreiber bei überlasteten Leitungen, stromhandelsbedingtes Abregeln oder Betriebsbeschränkungen durch Sektormanagement – eine Begrenzung des Betriebs in einzelnen Ausrichtungssektoren der Turbinengondel mit belastenden Strömungsturbulenzen. Mehr denn je werden mit EEG 2027 und Netzpaket die Vergütungsansprüche wohl von diesen Analysen abhängen. Hat zudem der Windparkwartungsdienst eine vertragliche Verfügbarkeit zugesichert, sichere Deutsche Windguard dafür die „belastbare Grundlage für Garantie- und Malusansprüche sowie Abrechnungsprüfungen“.
Das sagt dort der Leiter des technischen Managements, Nicolas Kluth (siehe Interview rechte Seite, oben). Deutsche Windguard übertraf im August erstmals eine Windkraft-Gesamtkapazität von einem Gigawatt, die das Unternehmen in einem 2022 modernisierten Leitstand für Kunden überwacht. „Nach den Gesetzentwürfen wachsen Markt-, Netz- und Betriebsanforderungen stärker zusammen“, sagt Kluth. Entsprechend soll die Betriebsführung der Niedersachsen nun zügig die Datenfluss-Schnittstellen zu Direktvermarktern und Netzbetreibern einrichten und sichern.
0,9 Millionen Euro lässt das digitale Lastmanagementsystem des Leistungselektronik-Zulieferers KBR Energy Management womöglich für Industrieunternehmen einsparen.
Der Netzpaket-Entwurf enthält gleich zwei Regelungen, die der Betriebsführung eine neue Rolle zuweisen: die eines Frühwarn- und eines Verkehrsleitsystems zur zeitgleichen Handhabung mehrerer Stromvertriebswege. Denn: Sobald die Stromleitungsunternehmen mehr als fünf Prozent an Jahresernte der Windparks einer Verteilnetzregion wegen Netzüberlastung abregeln, können sie die Region für bis zu 6, verlängert vielleicht sogar bis 7,5 Jahre lang zur Engpassregion erklären. Darin müssen Wind- und Solarparkprojektierende vor dem Netzanschluss einen Nutzungsvertrag abschließen. Der Vertrag darf verfügen, dass die Netzbetreiber in Engpassjahren bis zu 18 Prozent der möglichen Erzeugung durch Redispatch entschädigungsfrei abregeln dürfen. Wenn drei Jahre in Folge im Schnitt nicht mehr als 5 Prozent abzuregeln waren, endet der Engpass auch. Betriebsführungen müssen hier früh anzeigen, ob im Folgejahr schon Redispatch-Eingriffe einen Großteil möglicher Einkünfte blocken und wann das endet.
Hinzu kommt eine Spitzenkappung, wonach neue Windenergieanlagen gemäß EEG-Entwurf nur noch eine Netzanschlusskapazität bis zur Leistungsdichte von 280 Watt pro Quadratmeter im Rotorkreis erhalten. Anlagen mit den Durchschnittswerten der 2025 bundesweit errichteten Turbinen müssten den Betrieb bei elf Prozent unterhalb der Nennleistung drosseln. Betreibende mögen dann, falls erlaubt, mit der Überkapazität die Batteriespeicher füllen oder Sektorenkopplung nutzen.
Innovative Windparkdienstleister bestellen schon ein neues Feld für Ernteverbesserungen – mit Blick auf die Standortgüte. Zum Verständnis: Das Kabinett will neue Windflächen in Süddeutschland mit schwachen 50 Prozent der Windhöffigkeit normal guter Standorte durch 65 statt bisher 55 Prozent Aufschlag auf den in der Ausschreibung bezuschlagten Einspeisetarif anreizen. Für nördlichere Projekte in bisherigen Hauptausbauregionen soll sich der Standortgüteausgleich aber reduzieren.
Hier bringen sich die Ingenieurdienstleistenden von Apera Engineers aus Hamburg ein. Das bis zu zehn Mitarbeitende zählende Unternehmen entstand 2024 als Ausgründung des Ingenieurbaudienstes PE Concepts. Nun berechnet das Team um Geschäftsführer Matthias Saathoff einerseits, wie vom Unternehmensstart an anvisiert, die Lastreserven älterer Windparks, um Kosten und Ertragschancen eines Weiterbetriebs nach der EEG-Förderzeit zu klären. Doch macht Apera Engineers auch Lastreserven in Struktur und Stahl jüngerer Anlagen ausfindig (siehe Interview Seite 37 unten).
Häufig ergeben sich aus Standfestigkeitsprüfungen für die Baugenehmigungen windparkspezifische Betriebsbeschränkungen. Sie sollen Windturbinen vor materialermüdenden Überlastungen durch von Nachbaranlagen anwehenden Luftturbulenzen schützen. Das von Apera Engineers entwickelte Verfahren lasse die Betriebsbeschränkungen meist beenden und fast immer abmildern, sagt Saathoff. Gegen geringere Vergütungsaufschläge für mäßige Windstandorte in Mittel- und Norddeutschland will er mehr Erzeugung setzen. Apera Engineers spüre mit aeroelastischen digitalen Modellen für jeden Windenergieanlagentyp die Reserven auf.
Andere Optimierer nehmen sich der Einnahmen an. MVV Trading, die Energiehandels- und Direktvermarktungstochter des Mannheimer Energiekonzerns MVV Energie, hatte im Juli 2025 den ersten Windpark an Land für die negative Sekundärregelleistung präqualifiziert und vermarktet. Der Windpark in Nordhessen „Siegfriedeiche und Buhlenberg“ mit 25 MW reduziert seither bei Einspeiseüberschuss im Stromnetz seine Leistung gemäß dem Anforderungssignal des Übertragungsnetzbetreibers. Die Reaktion muss binnen 30 Sekunden nach Start der Anforderung einsetzen und die Turbine innerhalb von fünf Minuten den Höchstwert der Regelleistung erreichen können.
Zentrale Stelle, an der Verträge, Pachten, Abrechnungen, Prognosen und Zahlungsströme zusammenlaufen.
Wie viel Mehrertrag die Regelenergie bringt und ob sie in Netzengpassgebieten die Einspeisealternative für Windparkunternehmen sein wird, dürfte von Marktpreisen abhängen. Sicher ist: MVV Trading hat die Präqualifizierung der Windparks als vorangehende Eignungsprüfung soweit standardisiert, dass dafür in der Regel drei bis vier Monate genügen (siehe Interview links unten). Als weitere Antwort auf die wirtschaftlichen Herausforderungen durchs Netzpaket nimmt der Direktvermarkter seinen Windparkkunden neue Risiken ab: Greift der Netzbetreiber zum Beispiel zum Redispatch, gleicht MVV Trading die Mindereinkünfte aus. Sie treten ein, wo der gesetzlich für Entschädigungszahlungen des Netzbetreibers vorgegebene Mischpreis aus aktuellen Handelspreisen den vertraglich mit MVV Trading bestimmten Auszahlpreis nicht erreicht.
Auch Gewi setzt auf die „automatic Frequency Restoration Reserve“ (aFFR) für Windparks, wie die negative Sekundärregelreserve technisch heißt. Der Akteur aus Hannover deutet an, bald ein Windparkportfolio dafür einzusetzen. Das Unternehmen gehört mehrheitlich dem Stromversorger Getec Energie. Bekannt ist Gewi dafür, Erzeugungskapazitäten von Wind- und Solarparks über PPA für bis zu drei Jahre an das Mutterunternehmen zu binden, das daraus Industriekunden mit Grünstrom versorgt.
Das aFFR-Geschäft lasse im Vergleich zur reinen Direktvermarktung an der Strombörse „einen Mehrertrag zu“, sagt Gewi-Geschäftsführer Patrick Notzon (siehe Interview oben rechts). Regelenergievermarktung sei allerdings kein Ersatz, sondern eine Ergänzung im Rahmen der klassischen Direktvermarktung.
Insbesondere die ebenfalls in den Koalitionsvertrag geschriebene Industriestromdirektversorgung ließe im Falle gedeckelter Netzeinspeisung die Überschüsse von Windparks gut verwerten – oder womöglich auf Netzanschlüsse verzichten. Seit 2023 sind sie möglich, jedoch vorerst nur in einer vage vorgegebenen räumlichen Nähe und mit einer Direktleitung zum stromabnehmenden Werk.
Bei den netztechnischen Herausforderungen lässt das bayerische KBR Energy Management die Industriebetriebe zu Akteuren werden. Sie sollen einerseits die Stromqualität im Netz und beim Einspeisen stärken. Hierzu dient eine leistungselektronische Kompensationsanlage mit intelligentem Blindleistungsmanagement. Andererseits bietet KBR Energy Management ein digitales Lastmanagementsystem an, das teure Lastspitzen in den Fabriken vermeidet und somit heute schon Energiekosten bis im hohen fünfstelligen Eurobereich spare. Das sagt Christian Wiedemann (siehe Interview Seite 41 unten), leitender Produktmanager bei dem mittelständischen Zulieferer.
Die Kompensationsanlage regelt zum Aufbau der Magnetfelder in Elektromotoren und Transformatoren entstehenden induktiven Blindstrom wieder aus dem Betriebsnetz. Dabei steuert sie kapazitativ dagegen, wie es im Fachsprech heißt, und nimmt die Blindleistung auf. Denn diese in Leitungen mitschwirrende Elektrizität treibt keine Maschinen an, erhöht aber deren Verschleiß. Zugleich erzeugen Umrichter der Erneuerbare-Energien-Anlagen auf Anforderung der Netzbetreiber gezielt Blindleistung, weil dies die Spannung für den Stromtransport hält. Die KBR-Technik soll die Kompensationsanlage und den vom Netzbetreiber fürs Abrufen der Blindleistung genutzten sogenannten EZA-Regler miteinander reden lassen. Die Regler dienen dem Aussteuern der Grünstromparks. Künftig soll die KBR-Leistungselektronik die EZA-Regler weniger Blindstrom anfordern lassen und dafür vorhandene Blindleistung beisteuern. Weil Umrichter den Blindstrom auf Kosten des nutzbaren Wirkstroms bilden, wird das Wirkstromverluste senken.
Belastbare Grundlage für Garantie- und Malusansprüche sowie Abrechnungsprüfungen.
Das technische und das kaufmännische Management der Grünstromanlagen werden freilich bei häufig wechselnden, sich ergänzenden Vermarktungsformen und mehreren greifenden Vergütungsregeln in neuen Betriebsformen zusammenfließen. Bildhaft: Wo immer schneller zusammenlaufende verschiedenfarbige Fäden nicht zum sprichwörtlichen Wollknäuel, sondern zum klaren Muster oder gar Bild führen müssen, braucht es eine präzise automatisierte neue Betriebsführung.
Mehrerlösabführung, entschädigungsfreies Redispatch im Netzengpassgebiet, parallel wirkende Fördersysteme infolge von EEG 2027, Netzpaket und Co. dürften dem betrieblichen Management ein Jonglieren mit veränderlichen Zahlen abverlangen. „Die muss jemand je Anlage sauber auseinanderhalten und über Jahre belegen und laufend bewerten können“, sagt Ulrich Zahner, Geschäftsführer des IT-Dienstleisters Allgeier inovar (siehe Interview links). Das Unternehmen ist auf kaufmännische Betriebsführung in der Erneuerbaren-Branche spezialisiert. Diese solle künftig als Steuerungsinstanz wirken, sagt Zahner: als „zentrale Stelle, an der Verträge, Pachten, Abrechnungen, Prognosen und Zahlungsströme zusammenlaufen“.
Seit 2010 beliefert das Unternehmen auch Windparkunternehmen mit dem digitalen Energieparkmanager Aurelo. In häufig fünfjährigen Beratungsphasen führen die aktuell rund 30 Aurelo-Experten die Kunden hin zu „integrierten digitalen Lösungen“: Wenn sich die Ertragsausfälle durch die neuen Gesetze häufen, darf kaufmännische Betriebsführung nicht mehr nur Zahlenkolonnen verlorener Kilowattstunden oder fehlender Erzeugungsminuten zusammenzählen. Statt eines bloßen Wieviel muss sie immer auch das Warum einpreisen, weil die Gründe fürs Dimmen der Erzeugung die Vergütung bestimmen. Das neue digitale System wird somit Anlagensteuerungs- und Störungsmeldungen aus der technischen Betriebsführung einrechnen.
Auch Energy Grid Service bietet eine Innovation für komplexere Grünstromerzeugung. Die neue Einheit ist 2023 aus drei Teil- und Tochterunternehmen aus der Firmengruppe des Projektierers WPD entstanden. WPD Windmanager Technik, Deutsche Windtechnik Umspannwerke und Regeltechnik-Spezialist Oltec Service bündelten Elektrotechnik-Fähigkeiten in einem 130-Menschen-Unternehmen. Nun bietet Energy Grid Service (EGS) elektrotechnische Hilfe für Wind- und Solarparks an. 2025 stellte EGS einen eigenentwickelten EZA-Regler vor. Seit Juli hat dieser das Komponentenzertifikat.
Als Besonderheit werten die Bremer die herstellerunabhängige Einsatzfähigkeit des Reglers (siehe Interview unten). Er soll Windkraftanlagen unterschiedlichster Bautypen und Hersteller von vielen Betreibern sowie PV-Anlagen oder Speicher als Misch- oder Hybridpark an einem Netzverknüpfungspunkt dirigieren lassen. So kann der Regler einzelne Grünstromanlagen drosseln oder andere ohne Leistungssenkung belassen oder Systemdienstleistungen wie Blindstrom anlagenbezogen anfordern. Dabei soll der Regler garantieren, dass die Einspeisung aller Anlagen zusammen zu keinem Zeitpunkt gegen Vorgaben des Netzbetriebs verstoßen.
Stoßrichtung des frisch zertifizierten EZA-Reglers ist damit indirekt ein weiteres im Koalitionsvertrag geeintes Vorhaben: Die sogenannte Überbauung lässt einen oder mehrere Grünstromparks mit mehr Nennleistung an ein Umspannwerk, als der Netzverknüpfungspunkt aufnehmen kann. Bei zu hoher gemeinsamer Einspeisung drosselt der Netzbetreiber die Leistung. Unterm Strich speisen die Beteiligten gemeinsam mehr Grünstrom ein und lasten Netzanschlusspunkte besser aus. Das senkt die Anschlusskosten, und es bleibt ein finanzielles Plus. Für eine künftige Überbauung am Netzanschlusspunkt lasse die Einheit ein Cable-Pooling zu, so nennt Energy Grid Service diese Leistung.
Foto: GETEC
Windparkaufbau durch Getec
Foto: Deutsche WindGuard/Studio B
Betriebsführung für einen Hybridpark durch Deutsche Windguard
Foto: MVV Energie
MVV-Energie-Gesamtvorstand (von links nach rechts) Johannes Werhahn (CSO), Gabriël Clemens (CEO), Hansjörg Roll (CTO) bei der Jahreshauptversammlung des Konzerns
Foto: Deutsche WindGuard/Studio B
Leitwarte der Betriebsführung von Deutsche Windguard
Foto: Screenshot -Imagefilm Allgeier inovar
Neues Managementsystem für eine präzise automatisierte kaufmännische Betriebsführung bei Testkunde Westfalenwind.
Foto: MVV Trading
Unterzeichnung des ersten Festpreis-Vertrags für hybride Vermarktung einer Freiflächen-Solar- und Speicher-Anlage zwischen MVV Trading und Max Solar im Juni in München.
Foto: Screenshot - BMR energy solutions
Simulation und datenbasierte Analyse schallreduzierender Betriebsmodi – im Imagefilm mit Mitarbeiter von BMR Energy, der eine Windturbine zurechtrückt.
Foto: gewi
Handelsdesk bei Direktvermarkter Gewi.
Foto: energy grid service
Messestand von Energy Grid Service auf der Husum Wind 2025
Foto: apera engineers
Apera-Engineers-Chef Matthias Saathoff – das Team ist ein Ableger von PE Concepts.
Gesetze
EEG-2027,-Netzpaket: Nach gerade einmal drei Tagen für die Verbändebeteiligung hat das Bundeskabinett am 29. Juli seine Entwürfe für die Novellen der Breitbandgesetze Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2027 und Netzpaket beschlossen. Im September dürfte die Bundestagsdebatte darüber beginnen.
