Zum Hauptinhalt springen
21.07.2017

Wie viele Windräder stehen in Deutschland still? - Wird wirklich jedes Jahr mehr Windenergie abgeregelt?

Anlass

Im Bundestagswahlkampf in Deutschland wird auch das Tempo des Ausbaus erneuerbarer Energien ein Thema – vor allem die Zahl von Windkraftanlagen. Zwischen 2010 und 2015 stieg die Leistung von Windrädern, deren Strom zeitweise nicht ins Netz eingespeist werden konnte, weil einzelne Leitungen im Stromnetz überlastet waren. Einige Anlagen mussten daher jeweils für kurze Zeit abgeschaltet werden; die Techniker sprechen von „abgeregelt“. Die Betreiber dieser abgeregelten Anlagen erhielten trotz fehlender Stromeinspeisung eine Entschädigung. 2016 verringerte sich erstmals die Menge des abgeregelten Windstroms. Experten sehen darin einen ersten Erfolg des für die Energiewende dringend notwendigen Netzumbaus und Netzausbaus.

Angesichts erster Wahlkampf-Äußerungen zum Stellenwert der erneuerbaren Energiequellen fasst das Science Media Center Germany in diesem Fact Sheet zusammen, wann und warum Windanlagen abgeregelt werden und wie das künftig verhindert werden soll. Das Fact Sheet konzentriert sich dabei auf Windräder, weil diese weitaus am häufigsten abgeregelt werden; es können jedoch auch zum Beispiel Biomasse-Kraftwerke oder Photovoltaik-Anlagen vom Netz genommen werden.

Übersicht

  • In welchem Fall wird Strom von Windanlagen abgeregelt?
  • Warum ist Einspeisemanagement nötig?
  • Wie kann verhindert werden, dass regenerativer Strom auch künftig abgeregelt werden muss?
  • Zum Schluss
  • Literaturstellen, die zitiert wurden
  • Weitere Recherchequellen in Auswahl

In welchem Fall wird Strom von Windanlagen abgeregelt?

In Deutschland wird der Strom an einer Strombörse gehandelt. Dort werden Strommengen gehandelt, ohne Rücksicht darauf, ob der Strom auch tatsächlich vom Verkäufer zum Käufer durchgeleitet werden kann. Wird zu viel Strom über weite Strecken gehandelt, müssen die Betreiber der Übertragungsnetze (ÜNB) eingreifen, um einen Stromausfall durch Überlastung zu verhindern. Dafür gibt es ein klares Regelwerk, das in §14 und §15 des „Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2017)“ und §13-13a des „Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz EnWG)“ festgelegt ist. Es soll gewährleisten, dass Windräder und Photovoltaik-Anlagen erst als „ultima ratio“ abgeschaltet werden, weil ihr Strom im Netz Vorrang haben soll vor Strom aus allen anderen, vor allem fossilen Energiequellen.

  • Stellen die ÜNB fest, dass beim Stromhandel mehr Strom verkauft wurde, als ihre Netze übertragen können, bzw. Strom von Kraftwerken verkauft wurde, deren Strom aus netztechnischen Gründen aktuell nicht transportiert werden kann, dann müssen sie durch verschiedene Maßnahmen reagieren.
    • Als erstes müssen sie Leitungen im Stromnetz so schalten, dass so viel Strom wie technisch möglich in die gewünschte Richtung geleitet wird.
    • Dann folgt das Abschalten konventioneller Erzeuger.
    • Und schließlich folgt, bei weiterhin vorhandener Überlast, auch das Abschalten von Windrädern und Anfahren von Kraftwerken zum Ausgleich der abgeregelten Mengen.
  • Die Vorgänge heißen Redispatch und Einspeisemanagement.
  • Die eingeleiteten Maßnahmen müssen der Bundesnetzagentur gemeldet werden.
  • Die Bundesnetzagentur legt jedes Quartal einen Bericht vor, wie viele Wind- und andere Anlagen vom Einspeisemanagement betroffen sind [1].
  • Aus dem Bericht für das vierte Quartal und Gesamtjahr 2016 geht hervor:
    • Der Anteil abgeregelter Windenergie ist 2016 zum ersten Mal zurückgegangen: um rund 20,7Prozent im Vergleich zum Vorjahr [1, S. 22].
    • Bundesweit wurde eine Leistung abgeregelt, die 4,6 Prozent der 2016 durch Windenergie erzeugten Gesamtstommenge entspricht (3,74 TWh von 81,14 TWh, eingespeist wurden 77,4 TWh [1, S. 23; 2, S. 15]. Insgesamt wurden in Deutschland 469,39 TWh Strom erzeugt).
    • Von den Abregelungen sind vor allem Schleswig-Holstein und Brandenburg betroffen [1, S.23].
  • Den Betreibern der abgeregelten Anlagen steht generell ein Schadensersatz von 95 Prozent des Ertragsausfalls zu (§15 EEG). Dem Bericht der Bundesnetzagentur zufolge summierten sich die Kosten für diese Maßnahmen 2016 auf rund 373 Millionen Euro. Diese Summe ist gegenüber 2015 um rund 21 Prozent gesunken [1, S.23]. Das entspräche etwa 1,6 Prozent der Einnahmen durch die EEG-Umlage im Jahr 2016 (22,8 Milliarden Euro [3, Einnahmen 2: Zahlungen der EEG-Umlage]); allerdings werden diese Zahlungen nicht über die EEG-Umlage geleistet. Die Netzbetreiber müssen sie leisten und legen diese Summe zum Teil auf die Netzentgelte um, zum Teil müssen sie selbst dafür aufkommen.

Warum ist Einspeisemanagement nötig?

Würden die Übertragungsnetzbetreiber nicht eingreifen, würde zeitweise zu viel Energie ins Stromnetz eingespeist. Automatische Schutzeinrichtungen würden dann einzelne Leitungen abschalten, der Vorgang könnte sich aufschaukeln und zu einem großen Stromausfall führen. Dass über das Stromnetz zurzeit nicht so viel Energie geleitet werden kann, wie erzeugt wird, hat zwei Gründe: Zum einen sind einige fossile Kraftwerke nicht flexibel genug, um sich der unter Umständen schnell wechselnden Stromerzeugung erneuerbarer Energien anzupassen; zum anderen gibt es nicht genug Stromleitungen.

Braunkohle- und Kernkraftwerke sind nicht flexibel genug

  • Konventionelle Kraftwerke und Windräder müssen sich das Stromnetz teilen.
  • Strom aus erneuerbaren Quellen hat aber Vorfahrt im Netz, damit vor allem CO2-frei erzeugter Strom (und Strom ohne nuklearen Abfall) zum Kunden gelangt.
  • Braunkohle- und Atomkraftwerke müssten ihre Leistung entsprechend drosseln. Sie haben aber technische Grenzen, bis zu denen sie gedrosselt werden können, ohne sie abschalten zu müssen
    • Bei Braunkohlekraftwerken liegt diese Leistung bei etwa 40 bis 50 Prozent. Die modernen Kraftwerke im Rheinischen Revier und in der Lausitz könnten nachgerüstet auch noch weiter gedrosselt werden, theoretisch bis auf 20 Prozent. [4, S. 64]
    • Atomkraftwerke können auf bis zu 30 Prozent ihrer Höchstleistung gedrosselt werden.
  • Das Problem ist jedoch, dass die Kraftwerke nicht für diesen Einsatz konstruiert wurden.
    • Bei Braunkohlekraftwerken sinkt der Wirkungsgrad, im Einzelfall bis zu 10 Prozent [4, S. 64]. Eventuell notwendige Nachrüstungen würden zudem Geld kosten.
    • Bei Atomkraftwerken befürchten die Betreiber einen vorzeitigen Verschleiß durch eine zu schnelle Folge von Lastwechseln.
    • Daher sind Betreiber beider Kraftwerkstypen sehr zurückhaltend damit, die Kraftwerke unter rund 50 Prozent Leistung zu fahren.
  • Sind Braunkohle-Kraftwerke erst einmal ganz abgeschaltet, dauert es zwischen zwei und 15 Stunden, um sie zu starten [4, S. 64]. Das Wiederanfahren eines Atomkraftwerks kann sich über einen deutlich längeren Zeitraum erstrecken [z.B. 11]. Betreiber vermeiden daher eine Abschaltung.
  • Als zweites Problem kommt hinzu, dass ÜNB jedes Mal untersuchen müssten, welche Folgen das Herunterfahren eines Kraftwerkes für den Betrieb des Stromnetzes hat. Neben der reinen Energieerzeugung stützen eine Reihe von Kraftwerken zum Beispiel die Spannung im Netz und machen so einen Transport des Stroms erst möglich.

Die Kapazität im Stromnetz reicht nicht für die Maximalleistung aller angeschlossenen Kraftwerke aus

 

Dafür gibt es wiederum zwei Gründe:

  • Zum einen hinkt der Netzausbau dem Ausbau der Erzeuger hinterher – sowohl der erneuerbaren als auch der konventionellen. Bis heute entspricht das Netz weitgehend dem Stand von 1990.
  • Das hat historische Gründe: Zu Beginn der Energiewende und mit dem ersten Stromeinspeisungsgesetz in den 1990er Jahren schätzten die Energiekonzerne den erreichbaren Anteil erneuerbarer Energien als sehr gering ein.
  • Das änderte sich 2005: Die Deutsche Energieagentur (DENA) legte ihre Netzausbaustudie I vor, die zum ersten Mal zeigte, dass für die Energiewende das Stromnetz umgebaut und erweitert werden muss. Das Autoren-Konsortium folgerte damals, in Deutschland müssten 1050 Kilometer neue Höchstspannungsleitungen gebaut und 450 Kilometer verstärkt werden, wenn 2020 Wind- und Solarstrom einen Anteil an der Stromerzeugung von 20 Prozent erreichen sollen. [6, S. 126].
  • 2009 erkannte die Politik das Problem und legte mit dem „Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen“ (EnLAG) das erste Gesetz vor, mit dem der Stromnetzausbau beschleunigt werden soll. Das EnLAG sieht derzeit Neu- und Umbau von rund 1800 Kilometer Stromleitungen vor. Genehmigt sind rund 950 Kilometer, realisiert sind rund 700 Kilometer (Stand: April 2017 [7]).
  • 2011 legte der Bundestag die Ermittlung des Netzausbaubedarfs und die Genehmigung neuer Leitungen in die Hände der Bundesnetzagentur. Diese lässt die ÜNB Netzentwicklungspläne vorlegen (seit 2016 alle zwei Jahre), prüft diese und genehmigt die Projekte, die der Überprüfung standgehalten haben. Seit 2013 beschließt der Bundestag auf dieser Grundlage ein Bundesbedarfsplangesetz.
  • 2013 verabschiedete der Bundestag darüber hinaus das „Netzausbaubeschleunigungsgesetz“ (NABEG). Das hält zusätzlich zum EnLAG notwenige Netzausbauten fest, derzeit etwa 5900 Kilometer, von denen 450 Kilometer genehmigt und 150 umgesetzt sind. (Stand: April 2017 [8])
  • Die Gründe für den langsamen Ausbau sind vielschichtig. Sie reichen von am Anfang unglücklicher Planung durch ÜNB, wachsendem Unbehagen und Misstrauen von Anwohnern bis hin zu mangelnder politischer Unterstützung und schnell wechselnden Vorgaben (z.B. Erdkabel statt Strommasten), die zum Teil bereits erfolgte Planungen um Jahre zurückwarfen.

Wie kann verhindert werden, dass regenerativer Strom auch künftig abgeregelt werden muss?

Derzeit sind drei Entwicklungen zu beobachten, die zum Teil schon dazu geführt haben, dass 2016 weniger Windräder abgeregelt werden mussten als 2015:

    Ausstieg aus Atom- und Braunkohle machen Platz für Erneuerbare Energien

    • Das Abschalten der großen, konventionellen Kraftwerke wird dazu führen, dass im Netz mehr Kapazitäten frei werden. Beschlossen ist bereits der Atomausstieg; Experten erwarten für die kommenden Jahre darüber hinaus den Beschluss für einen Ausstieg aus der Braunkohle-Verstromung, schon allein, um die Klimaziele von Paris erreichen zu können.
    • Berücksichtigen muss man beim Abschalten der großen Erzeuger, dass deren Leistungen für die Netzstabilität wie die Spannungsregelung langfristig künftig von Erneuerbaren Energien erbracht werden können. Sonst laufen dafür Steinkohle- oder Gaskraftwerke, deren Strom die Kapazitäten für Erneuerbare Energien im Netz reduzierten.
    • Darüber hinaus sehen die Netzentwicklungspläne den Bau zusätzlicher, technischer Einrichtungen vor wie zum Beispiel Drosseln, Kondensatoren, Phasenschieber oder sogar kleine Kraftwerke, mit denen die Netze auch ohne die konventionellen Kraftwerke stabil gehalten werden können.

    Der Ausbau der Netze schafft neue Kapazitäten

    • In den kommenden Jahren werden immer mehr der Stromleitungen fertiggestellt, die die Bundesnetzagentur in ihrem Planungsprozess als notwendig für den sicheren Betrieb der Netze bestätigt hat.
    • Dadurch wird mehr erneuerbarer Strom über längere Distanzen geleitet werden können.
    • Erstes Beispiel für den Erfolg des Netzausbaus ist die Fertigstellung der beiden EnLAG-Ausbauprojekte 4 und 10, eine Höchstspannungsleitung von Sachsen-Anhalt durch Thüringen zum Standort des 2015 abgeschalteten KKW Grafenrheinfeld in Bayern [5, S. 8; 7, S. 12f., 23f.], vgl. [9, S. 9]. 2016 sank die Notwendigkeit, in Schleswig-Holstein Windräder abzuregeln, von 3079 GWh um 12 Prozent auf 2706 GWh. [1, Tab. 8, S. 23]. Die Erzeugung von Windstrom sank 2016 im Vergleich zu 2015 zwar auch, aber nur um 1,5 Prozent [2].
    • Der ÜNB 50Hertz konnte die Kosten für Redispatch und Einspeisemanagement von 354 Mio. Euro im Jahr 2015 auf 180 Mio. Euro im Jahr 2016 fast halbieren [5, S. 3, vgl. S. 32].
    • Vorhandene Engpässe wie an Grenzübergängen sollen künftig besser beim Stromhandel berücksichtigt werden, damit weniger Redispatch-Maßnahmen in Deutschland notwendig sind. Beispiel ist eine Vereinbarung über gemeinsames Engpass-Management zwischen Österreich und Deutschland [10].
    • Welche Speichertechnik unter welchen Bedingungen ab wann für den Betrieb einer regenerativen Stromversorgung unverzichtbar ist, wird unter Experten unterschiedlich gesehen und hängt weitgehend von unterschiedlichen Konzepten für die Zukunft der Stromversorgung ab.
    • Solange die Netze jedoch nicht ausreichen, um den Strom zu Verbrauchern zu leiten, kann es heute schon sinnvoll sein, ihn zu speichern – sei es in Batterien, als Wärme in Fernwärmenetzen oder in naher Zukunft als Wasserstoff oder künstlich erzeugtes Methangas.
    • Ferner wird unter Experten über die Rolle dezentraler Stromerzeugung und vermehrten dezentralen Verbrauchs diskutiert – je nach Gesamtkonzept entweder als Alternative oder Ergänzung zum Netzausbau, der dann in Teilen reduziert werden könnte.
    • Experten weisen darauf hin, dass die zurzeit gültigen Pläne darauf angelegt sind, neben den Erneuerbaren Energien auch den vollständigen Umfang der fossilen Stromproduktion durchleiten zu können. Für das Ziel einer CO2-armen oder CO2-freien Stromerzeugung wäre dieser Umfang nicht notwendig [9, dort weitere Literatur].
    • Es wäre auch rechtlich nicht notwendig. Weil es nicht wirtschaftlich ist, ein Stromnetz für eine 100-prozentige Übertragung jeder Kilowattstunde jedes Kraftwerks in jeder Stunde des Jahres zu planen, dürfen ÜNB in ihrer Planung von einer Leistungsabregelung jedes Kraftwerks bis zu drei Prozent ausgehen (§11(2) EnWG). Die tatsächliche Abregelung kann auch noch darüberliegen, falls mehr Kraftwerksleistung zugebaut wird, als geplant wurde.

    Anpassung des Wind- und Solarausbaus an den Netzausbau

  • Die Idee dabei ist, vorläufig nur noch so viel Wind- und Solaranlagen aufzubauen, wie das Stromnetz aktuell aufnehmen kann.
  • Diese Strategie setzen Bundesregierung und Bundesnetzagentur seit 2013 Zug um Zug um.
  • Folgende Regeln wurden bis 2017 getroffen:
    •  Für Solarkraftwerke wurde ein Ausbaukorridor festgelegt, jährlich sollen maximal 2500 MW Photovoltaik-Leistung installiert werden. Seit 2017 werden Windanlagen ausgeschrieben, pro Jahr 2800 MW, nach drei Jahren 2900 MW pro Jahr. Auch Biomasseanlagen und Windparks auf See werden jetzt ausgeschrieben; ihr Zubau ist deutlich stärker begrenzt.
    • Die Region Nordwestdeutschland wurde mit Wirkung von 2017 zu einem besonderen Netzausbaugebiet erklärt. Weil hier viele Windräder vom Einspeisemanagement betroffen sind, dürfen nur noch 58 Prozent des durchschnittlichen Windrad-Zubaus der vergangenen drei Jahre errichtet werden. Damit soll verhindert werden, dass noch mehr Anlagen abgeregelt werden müssen.
    • Die Pflicht zu Erdverkabelung von Hochspannung-Gleichstromleitungen soll helfen, die Akzeptanz in der Bevölkerung zu steigern.
  • Einige Experten kritisieren an diesem Ansatz, dass die Notwendigkeit, die Netze möglichst schnell auszubauen, ausgehebelt wird. Wird der Ausbau der Erneuerbaren Energien reduziert, könne auch der Netzausbau reduziert werden. Das könnte eine Spirale nach unten in Gang setzen. Die CO2-Ziele der kommenden Jahrzehnte wären unter Umständen nicht mehr erreichbar.
  • Einige Experten kritisieren an dieser Regelung, dass die Ausbaukorridore zu niedrig gewählt sind, um die Klimaziele von Paris zu erreichen oder die Ausbauziele der Energiewende zu erreichen. Sie gehen davon aus, dass die Hälfte bis doppelt so viel Wind- und Solarleistung jährlich installiert werden müsste.
  • Weiterhin plädieren einige Wissenschaftler für eine proaktive Netzausbauplanung, die jetzt schon für ein überwiegend mit erneuerbaren Strom geführtes Energiesystem geeignet ist. Die seit 2017 getroffenen Maßnahmen könnten nur eine kurze Verschnaufpause bieten, die später aufgeholt werden muss.