Beim virtuellen Stromtransport über Netzengpässe gab es zuletzt etwas Entlastung. Das Einspeisemanagement für Ökostrom, der nicht über die vorhandenen Leitungen transportiert werden kann, ist inzwischen der größte Kostenblock.
Der Strom aus Windenergie-Anlagen hat Vorfahrt in den Netzen. In Überlastungs-Situationen kann er gegen Entschädigung abgeregelt werden. Archivfoto 2015: Stefan Schroeter
Die Kosten für die Stabilisierung der deutschen Stromnetze sind im Jahr 2019 auf 1,28 Milliarden Euro zurückgegangen. Das haben BNA Bundesnetzagentur und BKA Bundeskartellamt in ihrem Monitoringbericht Energie 2020 bekanntgegeben. Im vorangegangenen Jahr 2018 hatten diese Kosten bei 1,48 Mrd. Euro gelegen. Die Zahlen sind für beide Jahre noch vorläufig und werden laufend aktualisiert. Ihren bisherigen Höchststand hatten die Stabilisierungskosten im Jahr 2017 mit 1,51 Mrd. Euro erreicht. Sie fließen zunächst in die Netzentgelte und mit ihnen letztlich auch in die Strompreise für Endkunden ein.
Im Monitoringbericht Energie 2020 ziehen BNA und BKA eine Bilanz der energiewirtschaftlichen Entwicklungen des Jahres 2019. Normalerweise wird der Monitoringbericht im Herbst des Folgejahres veröffentlicht. Wegen der Schwierigkeiten der Corona-Pandemie dauerte die Zusammenstellung der Zahlen und Fakten diesmal etwas länger als sonst.
Zum größten Kostenblock bei der Stromnetz-Stabilisierung hat sich inzwischen das sogenannte Einspeisemanagement für Strom aus erneuerbaren Energien entwickelt. Dieser Ökostrom muss normalerweise vorrangig in die Netze eingespeist werden. Bei Überlastungen können die Netzbetreiber diese vorrangige Einspeisung vorübergehend abregeln, müssen die Anlagenbetreiber aber dafür entschädigen. Diese Entschädigungen sind von 635 Mio. Euro im Jahr 2018 auf 710 Mio. Euro im Jahr 2019 gestiegen.
Redispatch und Andere
Dagegen sind die Kosten für Redispatch und die mit ihnen verwandten Instrumente Reservekraftwerke und Countertrading etwas zurückgegangen. Sie schlugen 2019 mit insgesamt 570 Mio. Euro zu Buche. Das ist deutlich weniger als 2018, als dafür noch 841 Mio. Euro angefallen waren. Die damit verbundene Strommenge von 13.753 Gigawattstunden war dabei allerdings noch doppelt so hoch wie die per Einspeisemanagement abgeregelte Strommenge, die 6.482 GWh erreichte.
Redispatch dient dem virtuellen Stromtransport über einen Leitungsengpass, wenn im Großhandel mehr Strom verkauft worden ist, als über die vorhandenen Leitungen transportiert werden kann. Dabei fahren sogenannte Marktkraftwerke vor dem Engpass ihre Stromeinspeisung herunter. Hinter dem Engpass fahren gleichzeitig andere Marktkraftwerke ihre Stromeinspeisung hoch. Reichen die dafür eingesetzten in- und ausländischen Marktkraftwerke dafür nicht aus, kommen in- und ausländische Reservekraftwerke zum Zug. Für diese Aktionen erhalten die Betreiber der Markt- und Reservekraftwerke spezielle Vergütungen. Unterstützt wird diese Praxis auch noch durch geeignete Börsengeschäfte im Stromgroßhandel, die im Fachenglisch unter „Countertrading“ laufen.
Für das Jahr 2020 registrierten die Behörden in den ersten drei Quartalen ein leicht höheres Volumen aller Stromnetz-Sicherheitsmaßnahmen. Die Gesamtkosten stiegen in dieser Zeit um fünf Prozent. Diesen Anstieg führten sie vor allem darauf zurück, dass mehr Einspeisemanagement für Windenergie-Anlagen auf See nötig geworden ist. Auf WEA an Land entfällt dabei weiterhin der weitaus größte Anteil des Einspeisemanagements.
