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April 2021 |
210405 |
ENERGIE-CHRONIK |
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Die Kosten für Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen sind 2020 auf schätzungsweise 1,4 Milliarden Euro gestiegen. Das sind rund hundert Millionen mehr als im Vorjahr. Davon entfielen 761,2 Millionen auf sogenannte Einspeisemanagement-Maßnahmen, wie in § 14 EEG die Abregelung von Erneuerbaren-Anlagen aus netztechnischen Gründen bezeichnet wird. Insgesamt blieb so eine mögliche Stromerzeugung von 6.146 Gigawattstunden ungenutzt, wofür die Anlagenbetreiber entschädigt werden müssen. Dies ergibt sich aus dem neuesten Jahresbericht zur Netz- und Systemsicherheit, den die Bundesnetzagentur am 26. April vorlegte (siehe PDF).
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Obwohl die Offshore-Windkraft nur mit 29,2 Prozent an der Abregelung von insgesamt 6146 GWh EEG-Strom beteiligt war, beanspruchte sie 47,6 Prozent der 761,2 Millionen Euro Entschädigungskosten. |
Die gesamte Abregelungsmenge von Strom aus Erneuerbaren Energien lag 2020 bei 6.146 Gigawattstunden gegenüber 6.482 GWh im Vorjahr. Sie ist also um rund 5 Prozent gesunken. Dieser Rückgang dürfte auf die sukzessive Inbetriebnahme von Netzausbauprojekten in Schleswig-Holstein zurückzuführen sein. Dass die Kosten dennoch um sieben Prozent stiegen, erklärt die Bundesnetzagentur mit der vermehrten Abregelung von Windkraftanlagen vor der Küste, die eine höhere Vergütung und damit auch eine höhere Entschädigung beanspruchen können.
Mit rund 67 Prozent der Ausfallarbeit bleibt Windenergie an Land der am meisten abgeregelte Energieträger, gefolgt von Windenergie auf See mit knapp 29 Prozent. Abgeregelt wurde vor allem im Land- und Küstenbereich von Schleswig-Holstein (50 Prozent) und Niedersachsen (34 Prozent). Die verursachenden Netzengpässe lagen zu rund 79 Prozent im Übertragungsnetz bzw. in der Netzebene zwischen Übertragungs- und Verteilernetz. Die dadurch erforderlich gewordenen Abregelungen wurden aber zu 69 Prozent im Verteilernetz durchgeführt, da hier die meisten EEG-Anlagen installiert sind.
Den zweitgrößten Anteil an den Netz- und Systemsicherheitskosten hatte der konventionelle Redispatch mit 220,5 Millionen Euro gegenüber 227,2 Millionen im Vorjahr. Dabei wurden von konventionellen Markt- und Netzreservekraftwerken Veränderungen ihrer Einspeisung im Gesamtumfang von rund 16.795 GWh angefordert (Einspeisereduzierungen von 8.522 GWh und Einspeiseerhöhungen von 8.273 GWh). Das waren 3.274 Gigawatt mehr als im Vorjahr, weil insbesondere der Umfang der spannungsbedingten Maßnahmen im zweiten Quartal durch den niedrigeren Stromverbrauch aufgrund der Corona-Pandemie zunahm (210109).
Die Kosten des Countertradings, das statistisch zusammen mit dem Resdispatch erfasst wird, stiegen von 64,2 auf 134,1 Millionen Euro. Die Bundesnetzagentur erklärt diese enorme Zunahme auch jetzt wieder mit der bilateralen Vereinbarung zwischen Deutschland und Dänemark, die 2018 von der EU-Kommission erzwungen wurde (181207, 180302) und schon 2019 die Kosten mehr als verdoppelt hat (200512).
Die Vorhaltung der Netzreserve von 6.598 Megawatt kostete 194,8 Millionen Euro. Das ist erneut deutlich weniger als die 278,5 Millionen im Jahr 2018, als bis Mitte April noch zusätzlich 4.821 MW ausländische Kapazität vorgehalten wurde (180508), und liegt auch unter den 196,5 Millionen im Vorjahr.
