Redispatch in Deutschland

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1 Fakten und Argumente BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. Reinhardtstraße Berlin Telef on Telef ax inf Redispatch in Deutschland Auswertung der Transparenzdaten April 2013 bis einschließlich Januar 2018 Berlin, 12. Februar 2018

2 Inhalt Abbildungsverzeichnis 3 Tabellenverzeichnis 3 1. Vorbemerkung 4 2. Differenzierung innerhalb des Engpassmanagements 6 3. Überblick der Redispatch-Maßnahmen im zeitlichen Verlauf 7 4. Redispatch im Januar Kosten von Redispatch-Maßnahmen Betrachtung der Übertragungsnetzbetreiber Redispatch und Windenergie-Einspeisung 24 Ansprechpartner 26 Anhang 27 Redispatch in Deutschland, Stand Seite 2 v on 27

3 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Entwicklung Gesamtkosten Engpassmanagement... 6 Abbildung 2: Redispatch-Volumen jährlich... 7 Abbildung 3: Redispatch-Volumen monatlich... 8 Abbildung 4: Redispatch-Volumen ausgewählter Monate... 9 Abbildung 5: Redispatch-Arbeit nach Einsatzart Abbildung 6: Redispatch und Windenergie- sowie PV-Einspeisung im Januar Abbildung 7: Redispatch-Volumen im Januar Abbildung 8: Redispatch-Kosten jährlich Abbildung 10: Redispatch-Kosten 2015 nach ÜNB Abbildung 11: Redispatch-Kosten 2016 nach ÜNB Abbildung 12: Angeforderte Redispatch-Arbeit nach ÜNB jährlich Abbildung 13: Redispatch-Arbeit 2013 nach ÜNB Abbildung 14: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2013 nach ÜNB Abbildung 15: Redispatch-Arbeit 2014 nach ÜNB Abbildung 16: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2014 nach ÜNB Abbildung 17: Redispatch-Arbeit 2015 nach ÜNB Abbildung 18: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2015 nach ÜNB Abbildung 19: Redispatch-Arbeit 2016 nach ÜNB Abbildung 20: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2016 nach ÜNB Abbildung 21: Redispatch-Arbeit 2017 nach ÜNB Abbildung 22: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2017 nach ÜNB Abbildung 23: Redispatch und Windenergie-Einspeisung Abbildung 24: Tägliche Redispatch-Arbeit und Windenergie-Einspeisung Abbildung 25: Monatlicher Korrelationskoeffizient zwischen Windenergie-Einspeisung und Redispatch-Arbeit Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Aggregierte monatliche Datengrundlage Redispatch in Deutschland, Stand Seite 3 v on 27

4 1. Vorbemerkung Durch den windkraftbedingten Stromüberschuss im Norden, einem Stromdefizit durch Kraftwerksstilllegungen (u. a. AKW) im Süden und einem schleppenden Netzausbau kommt es im deutschen Übertragungsnetz häufig zu Netzengpässen. Da der zur Behebung der vorhandenen Netzengpässe notwendige Netzausbau jedoch noch eine geraume Zeit in Anspruch nehmen wird, ist der Einsatz von Redispatch-Maßnahmen auch in absehbarer Zeit und ggf. verstärkt nötig. Redispatch bezeichnet den vom Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) angeordneten Eingriff in den marktbasierten, ursprünglich geplanten Fahrplan der Kraftwerke (Dispatch) zur Verlagerung der Einspeisung, um Leistungsüberlastungen im Stromnetz vorzubeugen (präventiver Redispatch) bzw. zu beheben (kurativer Redispatch). Dabei wird vor einem Engpass die Einspeisung von Elektrizität verringert (negativer Redispatch) und hinter einem Engpass erhöht (positiver Redispatch). Um kurzfristigen Engpässen im Stromnetz entgegenzuwirken, wird also nicht die eingespeiste Menge Strom, sondern die örtliche Verteilung verändert. Der Einsatz von Redispatch kann in strom- oder spannungsbedingte Maßnahmen sowie Maßnahmen zum bilanziellen Ausgleich von Einspeisemanagement ( 14 EEG) unterschieden werden. Der strombedingte Redispatch dient der Vermeidung bzw. Beseitigung kurzfristig auftretender Überlastungen in Netzbetriebsmitteln (wie Leitungen oder Umspannwerken). Dagegen zielt der spannungsbedingte Redispatch auf die Aufrechterhaltung der Spannung in einem betroffenen Netzgebiet durch die zusätzliche Bereitstellung von Blindleistung. Außerdem finden Redispatch-Maßnahmen zum Ausgleich von Einspeisemanagement ( 14 EEG) statt, bei denen der bilanzielle Ausgleich nicht über den Einsatz von Ausgleichsenergie, sondern durch eine gegenläufige Redispatch-Maßnahme geschieht. Der vorliegende Bericht basiert auf einer Auswertung der von den vier deutschen ÜNB auf deren gemeinsamen Plattform Netztransparenz 1 veröffentlichten Daten und beinhaltet alle von den ÜNB veranlassten, tagesscharfen Redispatch-Maßnahmen seit April , die die Anpassung von in Deutschland angeschlossenen Kraftwerken betreffen. Bei grenzüberschreitenden Redispatch-Maßnahmen mit Nachbarländern wird nur der Teil veröffentlicht, der sich auf Kraftwerke innerhalb Deutschlands bezieht. Grenzüberschreitende Handelsgeschäfte sowie Kraftwerksanpassungen im Ausland werden nicht veröffentlicht. Entgegen den Veröffentlichungen auf der Netztransparenz Plattform hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) im Rahmen ihrer Quartalsberichte für Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen erstmals ab 2014 auch die im Ausland erbrachten Anpassungen der Kraftwerksleistung sowie grenzüberschreitende Handelsgeschäfte veröffentlicht. Aus diesem Grund wird bei entsprechender Notwendigkeit zwischen den Daten nach netztransparenz.de (national) und nach BNetzA ab 2014 (inkl. grenzüberschreitende Maßnahmen) in Legenden oder Beschreibungen differenziert. 1 Daten abrufbar unter: (Stand ). 2 Gemäß der Festlegung der BNetzA (BK ) vom zur Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen sind die Übertragungsnetzbetreiber dazu verpflichtet, alle Anpassungen der Wirkleistungseinspeisung auf einer gemeinsamen Internetseite zu veröffentlichen. Die Transparenzvorschrift bleibt von dem Aufhebungsbeschluss vom unberührt. Redispatch in Deutschland, Stand Seite 4 v on 27

5 Bei spannungsbedingtem Redispatch können Maßnahmen zum Ausgleich der Systembilanz gemäß Festlegung auch über Börsengeschäfte getätigt werden. Bei gezielten Gegenmaßnahmen, die durch ergriffenes Einspeisemanagement notwendig sein können, werden hier nur die Anpassungen der Wirkleistungseinspeisung bei Kraftwerken veröffentlicht. Neben den g e- nannten Gründen führen Bilanzabweichungen von Redispatch-Einsätzen durch technisch bedingte Anfahr- und Abfahrrampen und börsliche Gegengeschäfte dazu, dass die veröffentlichten Redispatch-Energiemengen nicht ausgeglichen sein können. Die Daten erlauben eine Unterscheidung der Maßnahmen in (a) strom-, spannungsbedingte Maßnahmen und Maßnahmen gemäß Einspeisemanagement ( 14 EEG) sowie eine Einteilung in (b) Erhöhung und Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung im Zeitraum April 2013 bis einschließlich Januar Vor April 2013 erfolgte keine Veröffentlichung zu Redispatch- Maßnahmen. Von dieser Datenbasis ausgehend, wurden Auswertungen durchgeführt, die eine Zuordnung der Maßnahmen zu den einzelnen ÜNB leisten. Nach einführenden Bemerkungen wird im vorliegenden Bericht, neben einer Darstellung der Redispatch-Maßnahmen im zeitlichen Verlauf, die Perspektive der ÜNB dargestellt, um anschließend auf einen Zusammenhang zwischen Redispatch und Windenergie-Einspeisung 3 einzugehen. 3 Daten zur Einspeisung von Windenergie abrufbar auf den Internetseiten der ÜNB. Redispatch in Deutschland, Stand Seite 5 v on 27

6 2. Differenzierung innerhalb des Engpassmanagements In der öffentlichen Debatte über Redispatch werden häufig die verschiedenen Maßnahmen des Engpassmanagements undifferenziert betrachtet. Dies führt u. a. dazu, dass die Redispatch-Kosten im Jahr 2015 pauschalisiert mit über 1 Mrd. beziffert werden, obwohl es sich bei der angegebenen Summe um die Gesamtkosten des Engpassmanagements handelt, vgl. Abbildung 1. Abbildung 1: Entwicklung Gesamtkosten Engpassmanagement, eigene Darstellung auf Basis BNetzA Eine Differenzierung der einzelnen Engpassmaßnahmen ist daher essenziell. In der zeitlichen Reihenfolge des Einsatzes der Maßnahmen macht 13 Abs. 1 EnWG konkrete Vorgaben. Im ersten Schritt muss der Netzbetreiber netz- oder marktbezogene Maßnahmen wie Regelenergie, Countertrading, Redispatch oder abschaltbare Lasten einsetzen. Dabei erfolgt der Einsatz von Regelenergie ausschließlich bei einem Systembilanzproblem und nicht bei einem hier thematisierten Netzengpass. In einem zweiten Schritt, vor der Abregelung von EE-Anlagen im Rahmen des Einspeisemanagements (EinsMan), darf der Netzbetreiber konventionelle Kraftwerke auf ein netztechnisch erforderliches Minimum abregeln. Erst im dritten Schritt dürfen EE-Anlagen nach 13 Abs. 2 EnWG abgeregelt werden, da diese einen Einspeisevorrang nach dem EEG genießen. Redispatch in Deutschland, Stand Seite 6 v on 27

7 3. Überblick der Redispatch-Maßnahmen im zeitlichen Verlauf Eine Betrachtung des gesamten Untersuchungszeitraums von April 2013 bis einschließlich Januar 2018 verdeutlicht den historischen Verlauf des Einsatzes von Redispatch-Maßnahmen. Während im Jahr 2010 lediglich rund 306 GWh "redispatcht" wurden, hat sich die Gesamtarbeit bis zum Jahr 2015 auf GWh mehr als verfünfzigfacht. Die Gesamtarbeit ist die Summe aus positiver und negativer Redispatch-Arbeit. Im betrachteten Zeitraum wurden somit insgesamt rund 52,1 TWh umgeplant. 4 Abbildung 2 verdeutlicht diesen starken Anstieg der Redispatch-Volumen. Abbildung 2: Redispatch-Volumen jährlich, eigene Darstellung auf Basis Quartalsberichte BNetzA, netztransparenz.de Wie in der Einleitung bereits erläutert, handelt es sich bei der Differenz zwischen den BNetzA- Veröffentlichungen und denen der Netztransparenz Plattform um die von ausländischen Kraftwerken und im Rahmen grenzüberschreitender Handelsgeschäfte erbrachten Mengen. Somit wurden im Jahr 2014 ca. 1 TWh, in 2015 ca. 4,2 TWh und in 2016 ca. 3,9 TWh positive Redispatch-Arbeit von Kraftwerken im südlichen Ausland sowie grenzüberschreitende Handelsgeschäfte erbracht. Die Entwicklung der Redispatch-Volumen im zeitlichen Verlauf von April 2013 bis Januar 2018 wird in Abbildung 3 verdeutlicht. Die Gesamtarbeit stieg im zeitlichen Verlauf deutlich an. So übersteigt die Jahresmenge 2017 die des Jahres 2013 um das 3,8-fache. In den Wintermonaten ist ein verstärkter Einsatz von Redispatch zu bemerken. Der Abbildung ist zu entnehmen, dass extreme Spitzen u. a. im November und Dezember 2015 sowie Dezember 2016 und Januar 2017 auftraten. Neben der erhöhten Stromnachfrage im Winter sind u. a. die erhöhte Einspeisung von Strom aus Windenergie im Norden sowie die geringere Einspeisung aus PV- Anlagen im Süden als Gründe anzuführen. Im Januar 2017 wurde auch der bisherige Spitzen- 4 Für die Jahre 2014, 2015 und 2016 wurden die Werte der BNetzA herangezogen. Redispatch in Deutschland, Stand Seite 7 v on 27

8 wert von GWh gemessen, welcher mehr als das 63-fache über dem geringsten Wert im August 2013 mit 48 GWh lag. Auf den Extrem-Monat Januar 2017 wird in Kapitel 4 näher eingegangen. Abbildung 3: Redispatch-Volumen monatlich, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de; Daten siehe Anhang Im Jahr 2016 wurden rund 7,5 TWh redispatcht. Im Vergleich zum Vorjahr (rund 11 TWh national) fiel die geleistete Arbeit jedoch geringer aus. Insgesamt ist das Redispatch-Volumen um 33 % gegenüber dem Vorjahr zurückgegangen. Im Detail beträgt der Rückgang ca. 41 % beim positiven und 28 % beim negativen Redispatch. Das überdurchschnittlich starke Redispatch-Jahr 2015 hängt mit diversen Faktoren zusammen, wie u. a. der vorzeitigen Abschaltung des AKW Grafenrheinfeld, verspäteten Netzausbaumaßnahmen, temporärer Nichtverfügbarkeit von Netzelementen, hohen Stromexporten nach Österreich sowie extremen Windeinspeisespitzen vor und nach Orkantiefs. Im Jahr 2017 wurden insgesamt rund 11,3 TWh Redispatch-Arbeit (national) eingesetzt, was einen Anstieg von etwa 49 % gegenüber 2016 bedeutet. Im Vergleich zum bisher stärksten Redispatch-Jahr 2015 fiel das vergangene Jahr ca. 1 % höher aus. Redispatch in Deutschland, Stand Seite 8 v on 27

9 Abbildung 4: Redispatch-Volumen ausgewählter Monate, eigene Darstellung auf Basis netztransp a- renz.de Mit Blick auf den Monat Januar der letzten Jahre zeigt sich, dass das Redispatch-Volumen im Januar 2018 mit 647 GWh deutlich unter den Jahren 2015 (1.205 GWh), 2016 (902 GWh) und dem Extrem-Januar 2017 (3.065 GWh) lag (Abbildung 4). In Abbildung 5 wird die Redispatch-Arbeit nach ihrer Einsatzart dargestellt. Wie einleitend angemerkt, wird hier zwischen strom- und spannungsbedingten sowie Maßnahmen gemäß Einspeisemanagement ( 14 EEG) unterschieden. Der Abbildung ist auch zu entnehmen, dass der überwiegende Teil der Redispatch-Maßnahmen mit insgesamt 35,6 TWh strombedingt ist. Spannungsbedingte Maßnahmen beliefen sich im betrachteten Zeitraum auf etwa 2,2 TWh. Folglich gelten auftretende Netzengpässe als häufigste Ursache für einen Einsatz von Redispatch. Zwar wurden KWK-Anlagen im zeitlichen Verlauf häufiger im Rahmen des Einspeisemanagements 5 abgeregelt, in Summe hält sich die geleistete Redispatch-Arbeit mit 25 GWh dennoch weiterhin in Grenzen. Der erhöhte Bedarf von spannungsbedingtem Redispatch in den Sommermonaten hängt mit dem geringeren Stromverbrauch während der Sommerzeit zusammen, der zu einem Abfall der Spannung und somit zur Aufrechterhaltung dieser durch die Anpassung von Blindleistung führt. Bedingt durch den geringen Verbrauch sind einige konventionelle Kraftwerke, die im Regelfall für die Bereitstellung von Blindleistung dienen, nicht am Markt verfügbar, so dass die Blindleistungsbereitstellung mittels Redispatch-Maßnahme erfolgt. 5 Bei gezielten Gegenmaßnahmen, die durch ergriffenes Einspeisemanagement notwendig sein können, werden hier nur die Anpassungen der Wirkleistungseinspeisung bei Kraftwerken veröffentlicht. Redispatch in Deutschland, Stand Seite 9 v on 27

10 Abbildung 5: Redispatch-Arbeit nach Einsatzart, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de; Daten siehe Anhang Redispatch in Deutschland, Stand Seite 10 v on 27

11 4. Redispatch im Januar 2017 Alleine im Januar 2017 wurden ca. 3,1 TWh "redispatcht" und damit etwa 42 % der Arbeit des gesamten Jahres Der massive Anstieg des Redispatch-Bedarfs im Januar 2017 lässt sich zum einen auf punktuelle Spitzen der Windenergie-Einspeisung zurückführen (vgl. Abbildung 6). Ein Korrelationsmaß 6 von 0,613 bzw. 61 % bestätigt einen erhöhten positiven linearen Zusammenhang zwischen Windenergie-Einspeisung und zeitgleichen Redispatch- Maßnahmen. Unter Berücksichtigung der PV-Einspeisung sinkt das Korrelationsmaß auf 0,579. Abbildung 6: Redispatch und Windenergie- sowie PV-Einspeisung im Januar 2017, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Allerdings verdeutlicht eine Korrelation von ~ 61 % zwischen Redispatch- und Windenergie- Einspeisung auch, dass neben der Windenergie-Einspeisung noch weitere Faktoren zum massiven Anstieg des Redispatch-Volumens im Januar 2017 beigetragen haben. In Betracht kommen beispielsweise erhöhte Lastflüsse in Richtung Frankreich, da dort zahlreiche AKW wegen technischen Störungen ausgefallen sind, sowie eine sehr geringe Einspeisung aus PV- Anlagen. Da ein Großteil der süddeutschen Stromerzeugungsanlagen zur Deckung der Nachfrage bereits eingespeist hat, stand nur wenig marktliches Redispatch-Potenzial zur Wirkleistungserhöhung zur Verfügung. Dies hatte zur Folge, dass die Wirkleistungserhöhung durch Kraftwerke der Netzreserve erbracht werden musste und die Netzreserve an einzelnen Tagen nahezu den gesamten positiven Redispatch-Bedarf deckte (vgl. Abbildung 7). Anzumerken ist in diesem Zusammenhang auch, dass Redispatch-Maßnahmen immer in Paaren erfolgen (Reduktion Erhöhung) und die gesamte Redispatch-Arbeit daher (inkl. der im Ausland hochgefahrenen Anlagen) im Januar 2017 folglich ca. 4,06 TWh betrug. 6 Der Berechnung des genannten Korrelationsmaßes nach der Pearson-Korrelation unterliegen tagesscharfe Werte. Redispatch in Deutschland, Stand Seite 11 v on 27

12 BDEW, S tand: 06/2017 Abbildung 7: Redispatch-Volumen im Januar 2017, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Redispatch in Deutschland, Stand Seite 12 v on 27

13 5. Kosten von Redispatch-Maßnahmen Der zunehmende Einsatz von Redispatch (vgl. Abbildung 2 und 3) führt in der Folge auch zu steigenden Kosten 7. Diese bewegten sich zwischen 2007 und 2010 mit 30 Mio. bzw. 13 Mio. noch in einem moderaten Bereich. Abbildung 8 verdeutlicht die analog zum vermehrten Einsatz von Redispatch-Maßnahmen in 2011 auf rund 42 Mio. und in 2014 auf ca. 185 Mio. steigenden Kosten. Im Jahr 2015 stiegen diese sprungartig auf 402,5 Mio. an und sanken im Jahr 2016 auf 218,8 Mio. Euro, was einer Reduktion von über 45 % gegenüber 2015 entspricht (vgl. Abbildung 8). Abbildung 8: Redispatch-Kosten jährlich, eigene Darstellung auf Basis BNetzA Es ist festzustellen, dass bei einem Rückgang des Redispatch-Volumens (2015 geg. 2016) von ca. 33 %, die Kosten um über 45 % reduziert wurden. Dieses massive Auseinanderdriften von Volumen und Kosten resultiert insbesondere aus dem verstärkten Einsatz der Netzreserve für positive Redispatch-Maßnahmen. Die BNetzA begründet dies mit der sehr effizienten Wirkung einiger Reservekraftwerke auf die aktuellen Engpässe. In diesem Zusammenhang ist jedoch zu berücksichtigen, dass die Kraftwerke der Netzreserve nach 13 EnWG erst eingesetzt werden dürfen, wenn die Kapazitäten der marktlichen Anlagen zur Wirkleis tungserhöhung nicht ausreichen. Da die von der BNetzA ausgewiesenen Redispatch-Kosten ausdrücklich ohne die Kosten der Netzreserve veröffentlicht werden, führt der Einsatz dieser Anlagen zu abnehmenden Redispatch-Kosten bei gleichbleibendem Volumen. Durch den zunehmenden Einsatz der Netzreservekraftwerke steigen dagegen die Einsatzkosten der Netzreserve. Im Jahr 2016 lagen diese daher erstmals über den Kosten für Redispatch (vgl. Abbildung 9). Die Veröffentlichungen der BNetzA umfassen ausschließlich die Kosten der marktlichen Redispatch-Maßnahmen. 7 Saldierte Kosten für die Jahre 2007 bis 2014 (aufwandsgleiche Kosten abzüglich kostenmindernde Erlöse) ei n- sehbar in den Monitoringberichten der BNetzA. Kosten für 2015 einsehbar im Monitoringbericht 2016 der B NetzA. Kosten für Q1-Q einsehbar in den Quartalsberichten der BNetzA. Redispatch in Deutschland, Stand Seite 13 v on 27

14 8Abbildung 9: Verlagerung Redispatch in Netzreserve 9, eigene Darstellung auf Basis BNetzA, netztransparenz.de Abbildung 10 ist zu entnehmen, dass die Redispatch-Kosten 2015 stark ungleichmäßig unter den einzelnen ÜNB verteilt waren. Besonders 50Hertz und Tennet DE waren massiv betroffen. So entfielen mit rund 208 Mio. über die Hälfte der gesamten Kosten (rund 403 Mio. ) auf 50Hertz, während in der Regelzone von Amprion Redispatch-Kosten in Höhe von rund 1,4 Mio. entstanden. 8 Ausschließlich Leistungspreis (Vorhaltekosten) der Netzreserve / Redispatch-Leistung für Januar bis einschließlich Juli Mangels Veröffentlichungspflicht der exakten Einsatzdaten und zweck der Netzreserve, wird auf die auf netztransparenz.de verfügbaren Veröffentlichungen (Anweisungen an Reservekraftwerke für Wirkleistungserhöhung im Redispatch) zurückgegriffen. Redispatch in Deutschland, Stand Seite 14 v on 27

15 Abbildung 10: Redispatch-Kosten 2015 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis BNetzA Im Jahr 2016 wiederholt sich das grundsätzliche Bild des Vorjahres. Der überwiegende Teil der Kosten entfällt auf 50Hertz und TenneT DE, wobei auch Amprion sehr viel stärker betroffen ist, als in 2015 (vgl. Abbildung 11). Abbildung 11: Redispatch-Kosten 2016 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis BNetzA Redispatch in Deutschland, Stand Seite 15 v on 27

16 Im ersten Quartal 2017 zeigt sich ein völlig abweichendes Bild. In diesem Quartal lagen die Kosten von TenneT DE deutlich über denen von 50Hertz. Einen besonders drastischen Anstieg ist in der Regelzone von Amprion zu erkennen. In dieser Regelzone lagen die Kosten des ersten Quartals 2017 bereits um das fast 3,5-fache über den Kosten des Gesamtjahres 2016 (Abbildung 12). Abbildung 12: Redispatch-Kosten 2017 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis BNetzA Redispatch in Deutschland, Stand Seite 16 v on 27

17 6. Betrachtung der Übertragungsnetzbetreiber Die ÜNB sind gemäß 13 Abs. 1 EnWG berechtigt und verpflichtet, eine Gefährdung oder Störung im Stromversorgungsnetz zu beseitigen. Redispatch kommt hierbei als marktbezogene Maßnahme zum Einsatz. Die ÜNB nehmen bei der Gewährleistung von Systemsicherheit damit eine zentrale Rolle ein, weshalb im Folgenden auf die Redispatch-Situation der ÜNB eingegangen wird: Für jede Redispatch-Maßnahme werden ein anweisender und ein anfordernder ÜNB definiert. Als anfordernder ÜNB ist derjenige zu bezeichnen, der den ursächlich für die Redispatch- Maßnahme bestehenden netztechnischen Grund in seiner Regelzone feststellt und eine Maßnahme anfordert. Diese wird ÜNB-intern festgelegt und umgesetzt, wenn der zu vermeidende bzw. zu behebende Netzengpass innerhalb einer Regelzone liegt. Als anweisender ÜNB ist derjenige zu bezeichnen, in dessen Regelzone das Kraftwerk steht, das zur Redispatch- Maßnahme heran gezogen wird. Ist ein anzuweisendes Kraftwerk in einer anderen Regelzone verortet, wird die Anforderung mit der Bitte um Amtshilfe dem Anschluss-ÜNB des Kraftwerks übermittelt. Auf diesem Weg können sich anweisender und anfordernder ÜNB bei einer rege l- zonenübergreifenden Maßnahme unterscheiden. Die von der BNetzA veröffentlichten Daten keine Differenzierung zwischen anfordernden und anweisenden ÜNB zu, weshalb. Den Abbildungen liegen daher die von den ÜNB veröffentlichten Daten der Netztransparenz Plattform zugrunde. Abbildung 13: Angef orderte Redispatch-Arbeit nach ÜNB jährlich, eigene Darstellung auf Basis net z- transparenz.de Bei der Betrachtung der Redispatch-Arbeit wird deutlich, dass einzelne ÜNB massiv betroffen sind (Abbildung 13). Die Belastung stieg insbesondere für 50Hertz und TenneT DE im zeitli- Redispatch in Deutschland, Stand Seite 17 v on 27

18 chen Verlauf erheblich an. Die ÜNB Amprion und TransnetBW waren im betrachteten Zeitraum deutlich weniger belastet. Abbildung 14: Redispatch-Arbeit 2013 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Die Gesamtarbeit belief sich im Jahr 2013 auf rund 3 TWh. Abbildung 14 ist zu entnehmen, dass die physische Arbeit hierbei ungleichmäßig auf die ÜNB verteilt ist. Demnach treten in gewissen Regionen häufiger Netzengpässe auf, die ein Eingreifen erfordern. Besonders betroffen waren 50Hertz und TenneT DE. Während das Verhältnis von Anforderung und Anweisung von 50Hertz nahezu ausgeglichen gestaltet war, forderte TenneT DE mit 1,6 TWh rund 650 GWh mehr Arbeit zum Ausgleich von Netzengpässen an. Abbildung 15: Angef orderte Redispatch-Arbeit 2013 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Redispatch in Deutschland, Stand Seite 18 v on 27

19 Die angeforderte Redispatch-Arbeit im Jahr 2013 wird in Abbildung 15 differenziert nach Erhöhung und Reduzierung dargestellt. Die Regelzonen von 50Hertz und TenneT DE waren demnach verstärkt betroffen. Dabei fällt auf, dass 50Hertz überwiegend negativen und TenneT DE positiven Redispatch anforderte. Abbildung 16: Redispatch-Arbeit 2014 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Im Jahr 2014 belief sich die gesamte Arbeit auf rund 4,3 TWh. Auch in diesem Jahr waren 50Hertz und TenneT DE besonders betroffen, was Abbildung 16 belegt. In der Regelzone von TransnetBW ist eine Zunahme der Redispatch-Arbeit festzustellen, die mehrheitlich durch eine Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung verursacht wurde. Dagegen war für Amprion die Redispatch-Arbeit in Summe rückläufig. Abbildung 17: Angef orderte Redispatch-Arbeit 2014 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Im Jahr 2014 setzte sich die Entwicklung der angeforderten Redispatch-Arbeit aus den Vorjahren fort. Abbildung 17 verdeutlicht, dass 50Hertz vermehrt Maßnahmen zur Reduzierung der Redispatch in Deutschland, Stand Seite 19 v on 27

20 Wirkleistungseinspeisung anforderte. Auch in der Regelzone von TenneT DE ist im Verhältnis ein deutlicher Anstieg positiver Redispatch-Maßnahmen zu verzeichnen. Abbildung 18: Redispatch-Arbeit 2015 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Die gesamte Redispatch-Arbeit stieg 2015 erheblich auf rund 11,2 TWh an. Der Abbildung 18 ist zu entnehmen, dass dabei die Häufigkeit durchzuführender Redispatch-Maßnahmen für alle ÜNB anstieg. Die Regelzonen von 50Hertz und TenneT DE waren auch 2015 besonders betroffen. So wurden durch 50Hertz rund 7 TWh angefordert, was allein die Gesamtmenge angeforderter Redispatch-Arbeit aus dem Vorjahr deutlich übersteigt. Insgesamt war die Regelzone von 50Hertz am stärksten von auftretenden Netzengpässen betroffen, wobei überwiegend eine Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung veranlasst wurde. In der Regelzone des ÜNB TransnetBW konnte dagegen ein Anstieg der Wirkleistungseinspeisung verzeichnet werden. Abbildung 19: Angef orderte Redispatch-Arbeit 2015 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Auch im Jahr 2015 wurde die Entwicklung der Vorjahre fortgeführt (Abbildung 19). Im Verhältnis der ÜNB untereinander wurden in der Regelzone von 50Hertz verstärkt negative Redis- Redispatch in Deutschland, Stand Seite 20 v on 27

21 patch-maßnahmen angefordert. Insgesamt wird die massive Betroffenheit einzelner ÜNB bei der Durchführung von Redispatch-Maßnahmen nochmals deutlich. So fallen rund 99 % aller angeforderten Maßnahmen in die Regelzonen von 50Hertz und TenneT DE. Abbildung 20: Redispatch-Arbeit 2016 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Im Jahr 2016 sank die Redispatch-Arbeit im Vergleich zu 2015 um ca. 3,7 TWh. In der Regelzone von 50Hertz reduzierte sich die Arbeit um fast 30 % gegenüber 2015 (Abbildung 20), lag jedoch deutlich über dem Jahr Lediglich in der Regelzone von Amprion stieg sowohl die angeforderte als auch die angewiesene Redispatch-Arbeit über den bisherigen Höchstwert von Abbildung 21: Angef orderte Redispatch-Arbeit 2016 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Abbildung 21 ist zu entnehmen, dass die positive Redispatch-Arbeit in den Regelzonen von 50Hertz, TenneT und TransnetBW von 2015 auf 2016 insgesamt um über 40 % abgenommen Redispatch in Deutschland, Stand Seite 21 v on 27

22 hat. Dagegen hat sich die positive als auch die negative Redispatch-Arbeit in der Regelzone von Amprion mehr als verdreifacht. Auch in der Regelzone von TransnetBW kam es zu einer Zunahme der Leistungsreduzierung. Abbildung 22: Redispatch-Arbeit 2017 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Im Jahr 2017 wurden rund 11,3 TWh Redispatch-Arbeit eingesetzt. Unter Berücksichtigung der vergangenen Jahre lässt sich aus Abbildung 22 ableiten, dass zunehmend mehr Redispatch- Maßnahmen von TenneT DE angefordert werden, wohingegen die Anforderungen von 50 Hertz im Vergleich mit der gesamten Arbeit abnehmen. Die Anweisungen des ÜNB TransnetBW sind ebenfalls angestiegen, liegen jedoch noch unter dem Höchstwert von Eine deutliche Zunahme der Redispatch-Maßnahmen ist in der Regelzone von Amprion festzustellen. So liegen die Anweisungen um das 3-fache und die Anforderungen um mehr als das 4,5-fache über dem für Amprion bisher stärksten Redispatch-Jahr Abbildung 23: Angef orderte Redispatch-Arbeit 2017 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Redispatch in Deutschland, Stand Seite 22 v on 27

23 Die fast Verdreifachung (2,8-fache) des Volumens der Wirkleistungsreduktion von 2016 zu 2017 hat in der Regelzone von TenneT DE erstmals dazu geführt, dass mehr Anlagen runterals raufgeregelt wurden (Abbildung 23). Sowohl bei TransnetBW als auch bei Amprion wurde jeweils deutlich mehr redispatched als in den gesamten Vorjahren zusammen. Besonders bei Amprion stieg das Volumen der Wirkleistungserhöhung in 2017 um rund 365 % und das der Wirkleistungsreduktion um ca. 338 % gegenüber den bisherigen Höchstwerten im Jahr Redispatch in Deutschland, Stand Seite 23 v on 27

24 7. Redispatch und Windenergie-Einspeisung Bei einer Betrachtung der Redispatch-Arbeit im Zeitraum von April 2013 bis Januar 2018 wird ersichtlich, dass ein Zusammenhang zwischen der Einspeisung von Strom aus Windenergie und der Durchführung von Redispatch-Maßnahmen besteht. Der Brutto-Zubau von Kapazitäten zur Nutzung von Windenergie (Onshore und Offshore) betrug von Anfang 2013 bis Ende 2017 insgesamt rund 26,5 GW. 10 Abbildung 24 veranschaulicht die Entwicklung in Monaten mit einem hohen Windaufkommen. Im Dezember 2014 sowie in mehreren Monaten der Folgejahre kann ein direkter Zusammenhang beobachtet werden. Ein Korrelationsgrad 11 von 0,609 bzw. ca. 61 % bestätigt einen mittleren linearen Zusammenhang zwischen Windenergie- Einspeisung und zeitgleichen Redispatch-Maßnahmen im betrachteten Zeitraum. Im März 2015 konnte eine hohe Menge an Redispatch-Arbeit verzeichnet werden, welche die Windenergie-Einspeisung deutlich übersteigt. Als mögliche Begründung nennt die BNetzA hier eine hohe Einspeisung aus Wind- und Solarenergie zu Beginn des Monats sowie eine punktuell hohe Windenergie-Einspeisung durch ein Orkantief gegen Ende des Monats März. 12 Abbildung 24: Redispatch und Windenergie-Einspeisung, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de; Daten siehe Anhang Abbildung 25 bildet den gleichen Sachverhalt wie Abbildung 24 in Form eines x,y-diagramms ab. Die erhöhte Korrelation zwischen Redispatch-Arbeit und Windenergie-Einspeisung im Zeitraum April 2013 bis Januar 2018 wird bei dieser Darstellung graphisch deutlich sichtbar. Die enthaltene Trendlinie zeigt einen vereinfachten Zusammenhang zwischen beiden Größen auf. 10 Deutsche Windguard. 11 Der Berechnung des genannten Korrelationsgrades unterliegen tagesscharfe Werte. 12 BNetzA: Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen: Erstes und zweites Quartal 2015, S. 15 f. Redispatch in Deutschland, Stand Seite 24 v on 27

25 Abbildung 25: Tägliche Redispatch-Arbeit und Windenergie-Einspeisung, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Mit Blick auf die einzelnen Jahre ist festzustellen, dass deutliche Unterschiede zwischen den Korrelationsgraden bestehen. So variieren diese von -3 % (2013), 49,7 % (2014), 71,4 % (2015), 70,2 % (2016) bis zu 41,8 % (2017). Auf monatlicher Basis treten die Differenzen sogar noch stärker zum Vorschein (Abbildung 26). Abbildung 26: Monatlicher Korrelationskoeffizient zwischen Windenergie-Einspeisung und Redispatch- Arbeit, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de Redispatch in Deutschland, Stand Seite 25 v on 27

26 Aus statistischer Sicht ist festzustellen, dass in den Sommermonaten ein tendenziell niedrigerer linearer Zusammenhang besteht. Somit besitzt die Windenergieeinspeisung in vielen Monaten des Jahres nur eine untergeordnete Rolle für Redispatch-Maßnahmen. Ansprechpartner Dr. Matthias Laux Fachgebietsleiter netzwirtschaftliche Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen Geschäftsbereich Erzeugung und Systemintegration Telefon: Redispatch in Deutschland, Stand Seite 26 v on 27

27 Anhang Monat Arbeit Gesamt [GWh] Arbeit Strom [GWh] Arbeit Spannung [GWh] Arbeit EinsMan [GWh] Arbeit Erhöhung [GWh] Tabelle 1: Aggregierte monatliche Datengrundlage Arbeit Erhöhung kumuliert [GWh] Arbeit Reduzierung [GWh] Arbeit Reduzierung kumuliert [GWh] Windenergie- Einspeisung [GWh] Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Redispatch in Deutschland, Stand Seite 27 v on 27