Mai 2020 |
200512 |
ENERGIE-CHRONIK |
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| Die Entschädigungen für "abgewürgten" EEG-Strom waren schon 2017 mehr als hundertmal so hoch wie 2009. Im selben Zeitraum stieg die jährliche EEG-Stromerzeugung um das zweieinhalbfache von 75 auf 188 Terawattstunden. Die Netzengpässe haben also stark überproportional zugenommen – nicht zuletzt wegen des grenzenlosen Stromhandels und der Verstopfung der Leitungen mit Strom aus konventioneller Erzeugung. |
Im vergangenen Jahr mußten aus netztechnischen Gründen 6.482 Gigawattstunden Strom aus EEG-Anlagen abgeregelt werden. Zum allergrößten Teil handelte es sich um Windkraftanlagen an Land (78,4 Prozent) und vor der Küste (18,3 Prozent). Nur drei Prozent der sogenannten Ausfallarbeit betrafen Solar- und Biomasseanlagen. Die Entschädigungsansprüche der Betreiber, die im Vorjahr für den Ausfall von 5.403 GWh insgesamt 635,4 Millionen Euro geltend machen konnten, erhöhten sich damit auf 709,5 Millionen Euro (siehe Grafik). Dies ergibt sich aus dem neuesten Bericht zur Netz- und Systemsicherheit, den die Bundesnetzagentur am 26. Mai veröffentlichte (siehe PDF).
Der per "Einspeisemanagement" (EinsMan) abgeregelte EEG-Strom stammt zu vier Fünfteln aus Windkraftanlagen in Schleswig-Holstein (57,8 Prozent) und Niedersachsen (22,9 Prozent). Vom Rest entfallen auf Brandenburg, Sachsen-Anhalt, Nordrhein-Westfalen und Mecklenburg-Vorpommern jeweils einstellige Prozentanteile. Dagegen sind EEG-Anlagen in Rheinland-Pfalz, Hessen, Bayern, Thüringen und Baden-Württemberg insgesamt mit nur 1,8 Prozent betroffen. Überhaupt keine Rolle spielt die erzwungene Abschaltung von EEG-Strom in Sachsen, Saarland, Hamburg, Berlin und Bremen (siehe Grafik).
In ihrem Bericht kommt die Bundesnetzagentur dennoch zu dem Fazit, dass im Vergleich zum Vorjahr "das Maßnahmenvolumen für Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen im Jahr 2019 insgesamt gesunken" sei. Das liegt daran, dass beim konventionellen Redispatch und bei der Netzreserve (200513) der Umfang und die Kosten zurückgegangen sind. In der Gesamtschau aller Maßnahmen zur Netz- und Systemsicherheit ergibt sich so ein Rückgang der vorläufigen Gesamtkosten für EEG-Einspeisemanagement, Redispatch inklusive Countertrading sowie Vorhaltung und Einsatz der Netzreserve auf rund 1,2 Milliarden Euro gegenüber 1,4 Milliarden Euro im Vorjahr.
Auch der vermehrten Abschaltung von Windstrom vermag die Bundesnetzagentur einen kleinen Lichtblick abzugewinnen. Sie rechnet vor, dass die Abschaltquote mit 2,8 Prozent des EEG-Stroms "etwa auf dem Niveau des Vorjahres" liege. Da sich die Abregelungen im Verhältnis zur gestiegenen Erzeugung nicht wesentlich verändert hätten, könnten "weiterhin über 97 Prozent der erneuerbaren Erzeugung transportiert und den Nutzern zur Verfügung gestellt werden".
Bei den konventionellen Redispatch-Maßnahmen ging die Gesamtmenge der betroffenen Stromerzeugung gegenüber dem Vorjahr von 14.875 auf 13.323 GWh zurück. Davon entfielen 6.958 GWh auf Einspeisereduzierungen und 6.563 GWh auf Einspeiseerhöhungen von konventionellen Markt- und Netzreservekraftwerken. Die Kosten verringerten sich von 385,8 auf 270,0 Millionen Euro (siehe Grafik). Allerdings war beim sogenannten "Countertrading" mehr als eine Verdoppelung und ein daraus resultierender Anstieg der Kosten dieses Redispatch-Segments von 36,2 auf 62,9 Millionen Euro festzustellen. Wie die Bundesnetzagentur dazu feststellt, lässt sich dieser Anstieg größtenteils auf die bilaterale Vereinbarung zwischen Deutschland und Dänemark zurückführen, die 2018 von der EU-Kommission erzwungen wurde (181207, 180302). Diese verpflichtete den Netzbetreiber TenneT, die Kapazitäten für Stromimporte aus Dänemark bis Juli 2019 auf 1.300 MW und bis 2026 auf 2.625 MW zu erhöhen. Solange die verlangten Leitungskapazitäten nicht zur Verfügung stehen, müssen sie durch "Countertrading" simuliert werden. Die Kosten dafür gehen in die Netzentgelte und letztendlich in die Stromrechnungen der Verbraucher ein.
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