Das Maßnahmenvolumen für Netzengpassmanagement ist im vergangenen Jahr um 4,6 Prozent auf bei rund 34.294 GWh gestiegen. Darunter fallen Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading.

Die vorläufigen Gesamtkosten hingegen sind trotz der gestiegenen Mengen um rund 24 Prozent auf 3,1 Mrd. Euro gesunken. Sie fielen damit um rund 1,1 Mrd. Euro geringer aus als im Vorjahr. Grund hierfür sind die gesunkenen Brennstoff- und Großhandelspreise im Vergleich zum Vorjahr. Das geht aus einer Veröffentlichung der Bundesnetzagentur auf dem Portal „SMARD“ hervor.
 

Netzengpässe bei EE-Anlagen vorrangig im Übertragungsnetz

Die im Redispatch angepassten Einspeisungen der am Markt befindlichen Kraftwerke betrugen im Jahr 2023 rund 27.133 GWh (2022: 24.225 GWh). Davon entfielen 10.478 GWh auf Redispatch mit erneuerbaren Energien (2022: 8.071 GWh).

Obwohl rund 42 Prozent dieser Menge EE-Anlagen betrafen, die im Verteilernetz angeschlossen sind, lag der verursachende Netzengpass laut BNetzA zu rund 80 Prozent im Übertragungsnetz. Rund 20 Prozent der Redispatchmenge mit erneuerbaren Energien wurde aufgrund von Engpässen im Verteilnetz veranlasst.

Offshore- und Onshorewindanlagen wurden am häufigsten abgeregelt

Mit 5.729 GWh bzw. 3.980 GWh waren Offshore- und Onshore-Windenergieanlagen die am meisten abgeregelten Energieträger. Zum Ausgleich der Reduzierungen im Redispatch wurden hingegen Steinkohle- und Gaskraftwerke mit 5.460 GWh respektive 3.224 GWh am häufigsten erhöht. 

Im Vergleich zum Vorjahr ist die Abregelung von Offshore- und Onshore-Windenergieanlagen um 38 bzw. 25 Prozent angestiegen. Ursächlich für den Anstieg der Abregelungen von Onshore-Windenergieanlagen ist die gestiegene Einspeisung im Jahr 2023, die 18 Prozent über dem Wert des Vorjahres lag. Neben dem Ausbau (+2,3 GW gestiegene installierte Leistung) trug insbesondere ein im Vergleich zum Vorjahr höheres Windaufkommen hierzu bei. 

Rückläufige Redispatchkosten auch bei konventionellen Anlagen

Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Anlagen beliefen sich laut BNetzA im Jahr 2023 auf rund 1,8 Mrd. Euro (2022: 2,5 Mrd. Euro). Ursächlich für diesen Rückgang waren die gesunkenen Brennstoff- und Großhandelspreise im Vergleich zum Vorjahr.

Die Netzreservekraftwerke wurden im Jahr 2023 mit rund 1.149 GWh zur Engpassentlastung eingesetzt (2022: 3.238 GWh). Der Rückgang der Netzreserveeinsätze wird auf das in Kraft getretene Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz zurückgeführt.

Um kurzfristig Erdgas in der Stromerzeugung einzusparen, konnten insbesondere mit Kohle befeuerte Kraftwerke von der Möglichkeit Gebrauch machen, mit ihren Anlagen aus der Netzreserve, befristet bis 2024, an den Strommarkt zurückzukehren.

Höhere Volumen beim Countertrading

Die Menge der Countertrading-Maßnahmen betrug im Jahr 2023 rund 6.016 GWh und hat sich im Vergleich zum Vorjahr um 13 Prozent erhöht (2022: 5.309 GWh). Ursächlich für diese Entwicklung sei zum einen die Erhöhung der Mindesthandelskapazität zwischen Deutschland und Dänemark, heißt es. Zum anderen ist der Anstieg auf geringere, physikalische Übertragungskapazitäten zurückzuführen. (hoe)