„Wir veröffentlichen auf SMARD ab jetzt umfangreiche Daten zu den Kosten und Mengen für die Stabilisierung der Stromnetze. Damit leisten wir einen Beitrag für mehr Transparenz auf den Energiemärkten“, erklärte Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur. Auf der Transparenzplattform der Bonner Behörde sind damit ab sofort auch Daten zum Thema Netzengpassmanagement, Redispatch, Countertrading und Netzreserve zu finden.
Dazu passend hat die Bundesnetzagentur den Jahresbericht 2023 zum Netzengpassmanagement veröffentlicht. Er zeigt, dass sich im vergangenen Jahr das Volumen der Maßnahmen um 4,6 Prozent auf rund 34 Terawattstunden erhöht hat im Vergleich zum Jahr davor. Gleichzeitig seien die Kosten jedoch gesunken und lagen bei 3,1 Milliarden Euro, wie aus dem Bericht hervorgeht. Das ist ein Rückgang bei den Kosten um 24 Prozent oder 1,1 Milliarden Euro. Dies liege in den gesunkenen Brennstoff- und Großhandelspreisen gegenüber 2022 begründet. Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit konventionellen Anlagen beziffert die Bundesnetzagentur mit rund 1,8 Milliarden Euro für das vergangene Jahr. 2022 waren es noch 2,5 Milliarden Euro. Dagegen verdreifacht haben sich die Kosten der Reduzierungen von erneuerbaren Energien, die 2023 bei etwa 600 Millionen Euro lagen.
Die im Redispatch angepassten Einspeisungen der am Markt befindlichen Kraftwerke betrugen im Jahr 2023 rund 27,133 Terawattstunden und damit etwas mehr als 2022. Davon entfielen 10,478 Terawattstunden auf Redispatch mit erneuerbaren Energien. Obwohl rund 42 Prozent dieser Menge EE-Anlagen betrafen, die im Verteilernetz angeschlossen sind, lag der verursachende Netzengpass zu rund 80 Prozent im Übertragungsnetz, wie die Bundesnetzagentur weiter erklärte. Rund 20 Prozent der Redispatchmenge mit erneuerbaren Energien sei aufgrund von Engpässen im Verteilnetz veranlasst worden. Dabei seien zumeist Windkraftanlagen vor der Küste und an Land von der Abregelung betroffen gewesen. Zum Ausgleich der Reduktionen im Redispatch seien hingen die Leistung von Steinkohle- und Gaskraftwerken am meisten erhöht worden.
Die Bundesnetzagentur berichtet weiter, dass die Abregelung von Offshore- und Onshore-Windkraftanlagen im Vergleich zu 2022 um 38 beziehungsweise 24 Prozent angestiegen sei. „Der Anstieg der Abregelungen von Wind-Offshore-Anlagen ist hauptsächlich darauf zurückzuführen, dass diese Anlagen aufgrund ihrer geographischen Lage der Netzanschlusspunkte eine hohe und direkte engpassentlastende Wirksamkeit haben“, so die Bundesnetzagentur. Ungeachtet der gestiegenen Abregelung von erneuerbaren Anlagen seien 96 Prozent der Erzeugung transportiert und von Letztverbrauchern genutzt worden.
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Zwei Zitate aus dem Artikel, die einmal mehr deutlich machen wie Energiewende kontraproduktiv die Tatsache wirkt, dass die Erneuerbaren 2010 aus den Bilanzkreisen der Versorger raus genommen wurden, und separat an der Börse quasi als Überschuss verramscht werden müssen.
Zitat 1) Zum Ausgleich der Reduktionen im Redispatch seien hingen die Leistung von Steinkohle- und Gaskraftwerken am meisten erhöht worden.
Zitat 2) Die Bundesnetzagentur berichtet weiter, dass die Abregelung von Offshore- und Onshore-Windkraftanlagen im Vergleich zu 2022 um 38 beziehungsweise 24 Prozent angestiegen sei. „
Fazit: Leistung aus Steinkohle und Gaskraftwerke wurden erhöht, und die Abregelung von Windrädern ist angestiegen.
In dieser Tatsache spiegelt sich genau das, was das „IWR“ 2010 zu dem „Faulen Ei“ geschrieben hatte, das der Energiewende ins Nest gelegt wurde..
Zitat „IWR“
Der steigende Anteil erneuerbarer Energien hat am Spot- und Terminmarkt zu immer niedrigeren Strom-Einkaufspreisen geführt. Grund ist ein von der Politik beschlossener Wechsel der EEG-Lieferung ab 2010 (Wälzungsmechanismus). Bis 2009 erhielten die Stadtwerke den EEG-Strom als sog. EEG-Stromband monatlich tatsächlich physisch geliefert, so dass die großen Vorlieferanten (RWE, E.ON, Vattenfall, EnBW, etc.) auch faktisch weniger an die Stadtwerke liefern konnten. Seit 2010 muss der EEG-Strom an der Börse verkauft werden und das hat weitreichende Folgen: RWE, E.ON & Co. beliefern Stadtwerke seit 2010 wieder weitgehend vollständig mit konventionellem Strom, der EEG-Strom an der Börse kommt zusätzlich auf den Markt und drückt auf die Preise. Zitat Ende.
Drückt nicht nur auf die Preise, sondern bringt auch noch das Netzengpassmanagement Energiewende relevant durcheinander.
Die Bundesnetzagentur stellt leider nur fest und berichtet. Ursachen, und Zusammenhänge, interessieren offenbar weniger.
Dabei ist doch mit gesundem Menschenverstand nachvollziehbar, dass etwas was nicht ..„bilanziert“.. wird, aber immer mehr wird, nicht optimal gehandhabt werden kann.
Nachtrag zu meinem Kommentar.
Zitat….Dazu passend hat die Bundesnetzagentur den Jahresbericht 2023 zum Netzengpassmanagement veröffentlicht. Er zeigt, dass sich im vergangenen Jahr das Volumen der Maßnahmen um 4,6 Prozent auf rund 34 Terawattstunden erhöht hat im Vergleich zum Jahr davor. Gleichzeitig seien die Kosten jedoch gesunken und lagen bei 3,1 Milliarden Euro, wie aus dem Bericht hervorgeht. Zitat Ende.
Die Maßnahmen auf um 4,6% erhöht auf 34 Terawattstunden, heißt für mich nichts anderes, als mehr Erneuerbare einbezogen. Dabei sind die Kosten gesunken. Wie würden die erst sinken, wenn die Erneuerbaren wieder gesetzlich in den Bilanzkreisen verankert wären.
Dass die Erneuerbare vermehrt vorrangig verbraucht werden, und ihren Merit Order Effekt wirken lassen, zeigt doch auch die Tatsache, dass die Börsenpreise trotz AKW Ausstieg gesunken sind.