BDEW Bundesverband der Energie- und

Fakten und Argumente

Redispatch in Deutschland Auswertung der Transparenzdaten April 2013 bis Oktober 2016 Berlin, 03. November 2016

Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin Telefon +49 30 300 199-0 Telefax +49 30 300 199-3900 E-Mail [email protected] www.bdew.de

Inhalt Abbildungsverzeichnis

3

Tabellenverzeichnis

3

1.

Vorbemerkung

4

2.

Differenzierung innerhalb des Engpassmanagements

5

3.

Überblick der Redispatch-Maßnahmen im zeitlichen Verlauf

6

4.

Kosten von Redispatch-Maßnahmen

9

5.

Betrachtung der Übertragungsnetzbetreiber

11

6.

Redispatch und Windenergie-Einspeisung

15

Anhang

Redispatch in Deutschland, Stand 03.11.2016

17

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Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Entwicklung Gesamtkosten Engpassmanagement, eigene Darstellung auf Basis BNetzA ..................................................................................................................................... 5 Abbildung 3: Redispatch-Volumina monatlich, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de; Daten siehe Anhang ................................................................................. 7 Abbildung 4: Redispatch-Volumina ausgewählter Monate, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de ................................................................................................................... 8 Abbildung 5: Redispatch-Arbeit nach Einsatzart, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de; Daten siehe Anhang ................................................................................. 9 Abbildung 6: Redispatch-Kosten jährlich, eigene Darstellung auf Basis BNetzA ..................... 10 Abbildung 7: Redispatch-Kosten 2015 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis BNetzA ....... 10 Abbildung 8: Angeforderte Redispatch-Arbeit nach ÜNB jährlich, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de ................................................................................................................. 11 Abbildung 9: Redispatch-Arbeit 2013 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de ................................................................................................................. 12 Abbildung 10: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2013 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de ................................................................................................................. 12 Abbildung 11: Redispatch-Arbeit 2014 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de ................................................................................................................. 13 Abbildung 12: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2014 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de ................................................................................................................. 13 Abbildung 13: Redispatch-Arbeit 2015 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de ................................................................................................................. 14 Abbildung 14: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2015 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de ................................................................................................................. 14 Abbildung 15: Redispatch und Windenergie-Einspeisung, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de; Daten siehe Anhang ............................................................................... 16 Abbildung 16: Monatliche Redispatch-Arbeit und Windenergie-Einspeisung im Zeitraum April 2013 bis Oktober 2016, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de.............................. 16

Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Daten zu den Abbildungen 3, 5 und 16................................................................... 17

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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 Netztransparenz1 veröffentlichten Daten und beinhaltet alle von den ÜNB veranlassten, tagesscharfen Redispatch-Maßnahmen seit April 20132, 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: http://www.netztransparenz.de/de/Redispatch.htm (Stand 03.11.2016).

2

Gemäß der Festlegung der BNetzA (BK6-11-098) vom 30.10.2012 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 15.06.2015 unberührt. Redispatch in Deutschland, Stand 03.11.2016

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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 genannten 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 Mai 2016. Vor April 2013 erfolgte keine Veröffentlichung zu RedispatchMaßnahmen. 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-Einspeisung3 einzugehen.

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 3

Daten zur Einspeisung von Windenergie abrufbar auf den Internetseiten der ÜNB.

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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 abgeregelt werden, da diese einen Einspeisevorrang nach dem EEG genießen.

3. Überblick der Redispatch-Maßnahmen im zeitlichen Verlauf Eine Betrachtung des gesamten Untersuchungszeitraums 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 16.000 GWh mehr als verfünfzigfacht. Die Gesamtarbeit ist die Summe aus positiver und negativer RedispatchArbeit. Im betrachteten Zeitraum wurden somit rund 28,4 TWh umgeplant. Abbildung 2 verdeutlicht diesen starken Anstieg der Redispatch-Volumina.

Abbildung 2: Redispatch-Volumina jährlich, eigene Darstellung auf Basis BNetzA, netztransparenz.de

Wie in der Einleitung bereits erläutert, handelt es sich bei der Differenz zwischen den BNetzAVeröffentlichungen 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 und in 2015 ca. 4,8 TWh positive Redispatch-Leistung von Kraftwerken im südlichen Ausland sowie grenzüberschreitende Handelsgeschäfte erbracht.

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Die Entwicklung der Redispatch-Volumina im zeitlichen Verlauf von April 2013 bis Oktober 2016 wird in Abbildung 3 verdeutlicht. Das Gesamtvolumen betrug in diesem Zeitraum rund 23,2 TWh. Die Gesamtarbeit stieg im zeitlichen Verlauf deutlich an. So übersteigt die Jahresmenge 2015 die des Jahres 2013 um das 3,7-fache. In den Wintermonaten ist ein verstärkter Einsatz von Redispatch zu bemerken. Der Abbildung ist zu entnehmen, dass extreme Spitzen u. a. im Dezember 2014 sowie im Januar, März, November und Dezember 2015 auftraten. Im November 2015 wurde auch der bisherige Spitzenwert von 1.763 GWh gemessen, welcher mehr als das 36-fache über dem geringsten Wert im August 2013 mit 48 GWh lag. Neben der erhöhten Stromnachfrage im Winter ist u. a. die erhöhte Einspeisung von Strom aus Windenergie als Grund anzuführen.

Abbildung 3: Redispatch-Volumina monatlich, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de; Daten siehe Anhang

In den ersten zehn Monaten des Jahres 2016 wurden rund 4,8 TWh „redispatcht“ und somit mehr als im gesamten Jahr 2013 (2,9 TWh). Abbildung 4 verdeutlicht, dass im Vergleich zum Vorjahreszeitraum (rund 7,8 TWh) die geleistete Arbeit jedoch geringer ausfiel. Insgesamt ist das Redispatch-Volumen in den ersten zehn Monaten um 38 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum zurückgegangen. Im Detail beträgt der Rückgang ca. 47 % beim positiven und 34 % beim negativen Redispatch.

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Abbildung 4: Redispatch-Volumina ausgewählter Monate, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de

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 21,6 TWh strombedingt ist. Spannungsbedingte Maßnahmen beliefen sich im betrachteten Zeitraum auf 1,5 TWh. Folglich gelten auftretende Netzengpässe als häufigste Ursache für einen Einsatz von Redispatch. Zwar wurden KWK-Anlagen im zeitlichen Verlauf häufiger im Rahmen des Einspeisemanagements4 abgeregelt, in Summe hält sich die geleistete Redispatch-Arbeit mit 18 GWh dennoch weiterhin in Grenzen. Der erhöhte Bedarf von spannungsbedingtem Redispatch in den Sommermonaten hängt mit dem geringeren Stromverbrauch während der Sommerzeit zusammen. Der geringere Verbrauch führt zu einem Abfall der Spannung und somit zur Aufrechterhaltung dieser durch die Anpassung von Blindleistung. 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.

4

Bei gezielten Gegenmaßnahmen, die durch ergriffenes Einspeisemanagement notwendig sein können, werden hier nur die Anpassungen der Wirkleistungseinspeisung bei Kraftwerken veröffentlicht. Redispatch in Deutschland, Stand 03.11.2016

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Abbildung 5: Redispatch-Arbeit nach Einsatzart, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de; Daten siehe Anhang

4. Kosten von Redispatch-Maßnahmen Der zunehmende Einsatz von Redispatch (vgl. Abbildung 2 und 3) führt in der Folge auch zu steigenden Kosten.5 Diese bewegten sich zwischen 2007 und 2010 mit 30 Mio. € bzw. 13 Mio. € noch in einem moderaten Bereich. Abbildung 6 verdeutlicht die analog zum vermehrten Einsatz von Redispatch-Maßnahmen in 2011 dann auf rund 42 Mio. € und in 2014 auf ca. 185 Mio. € steigenden Kosten. Im Jahr 2015 stiegen diese sprungartig auf etwa 402,5 Mio. € an.

5

Saldierte Kosten für die Jahre 2007 bis 2014 (aufwandsgleiche Kosten abzüglich kosten-mindernde Erlöse) einsehbar in den Monitoringberichten der BNetzA. Kosten für 2015 einsehbar im Quartalsbericht 2015 der BNetzA. Redispatch in Deutschland, Stand 03.11.2016

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Abbildung 6: Redispatch-Kosten jährlich, eigene Darstellung auf Basis BNetzA

Abbildung 7 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.

Abbildung 7: Redispatch-Kosten 2015 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis BNetzA

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5. 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 eine Bedeutung der RedispatchMaßnahmen aus der Perspektive der ÜNB vorgenommen 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 RedispatchMaßnahme 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 RedispatchMaßnahme 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 regelzonenübergreifenden Maßnahme unterscheiden. Die von der BNetzA veröffentlichten Daten inkl. grenzüberschreitender Maßnahmen lassen keine Differenzierung zwischen anfordernden und anweisenden ÜNB zu. Den Abbildungen 8 – 14 liegen daher die von den ÜNB veröffentlichten Daten der Netztransparenz Plattform zugrunde.

Abbildung 8: Angeforderte Redispatch-Arbeit nach ÜNB jährlich, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de

Bei der Betrachtung der Redispatch-Arbeit wird deutlich, dass einzelne ÜNB massiv betroffen sind (Abbildung 8). Die Belastung stieg insbesondere für 50Hertz und TenneT DE im zeitlichen Redispatch in Deutschland, Stand 03.11.2016

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Verlauf erheblich an. Die ÜNB Amprion und TransnetBW waren im betrachteten Zeitraum deutlich weniger belastet.

Abbildung 9: Redispatch-Arbeit 2013 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de

Die Gesamtarbeit belief sich im Jahr 2013 auf rund 3 TWh. Abbildung 9 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 Leistung zum Ausgleich von Netzengpässen an.

Abbildung 10: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2013 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de

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Die angeforderte Redispatch-Arbeit im Jahr 2013 wird in Abbildung 10 – 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 11: 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 11 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 12: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2014 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de

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Im Jahr 2014 setzte sich die Entwicklung der angeforderten Redispatch-Arbeit aus den Vorjahren fort. Abbildung 12 verdeutlicht, dass 50Hertz vermehrt Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung anforderte. Auch in der Regelzone von TenneT DE ist im Verhältnis ein deutlicher Anstieg positiver Redispatch-Maßnahmen zu verzeichnen.

Abbildung 13: 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 13 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 14: Angeforderte Redispatch-Arbeit 2015 nach ÜNB, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de

Redispatch in Deutschland, Stand 03.11.2016

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Auch im Jahr 2015 wurde die Entwicklung der Vorjahre fortgeführt (Abbildung 14). Im Verhältnis der ÜNB untereinander wurden in der Regelzone von 50Hertz verstärkt negative Redispatch-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.

6. Redispatch und Windenergie-Einspeisung Bei einer Betrachtung der Redispatch-Arbeit im Zeitraum von April 2013 bis Oktober 2016 wird ersichtlich, dass ein Zusammenhang zwischen der Einspeisung von Strom aus Windenergie und der Durchführung von Redispatch-Maßnahmen besteht. Der Zubau von Kapazitäten zur Nutzung von Windenergie betrug von Anfang 2014 bis Ende 2015 insgesamt rund 11,5 GW.6 Abbildung 15 veranschaulicht die Entwicklung in Monaten mit einem hohen Windaufkommen. Im Dezember 2014 sowie in mehreren Monaten des Jahres 2015 kann ein direkter Zusammenhang beobachtet werden. Ein Korrelationsmaß7 von 0,669 bzw. 67 % bestätigt den erhöhten positiven 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.8

6

Deutsche Windguard.

7

Der Berechnung des genannten Korrelationsmaßes unterliegen tagesscharfe Werte.

8

BNetzA (2015): Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen: Erstes und zweites Quartal 2015, Bonn 2015, S. 15 f. Redispatch in Deutschland, Stand 03.11.2016

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Abbildung 15: Redispatch und Windenergie-Einspeisung, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de; Daten siehe Anhang

Abbildung 16 bildet den gleichen Sachverhalt wie Abbildung 15 in Form eines x,y-Diagramms ab. Die starke Korrelation zwischen Redispatch-Arbeit und Windenergie-Einspeisung im Zeitraum April 2013 bis Oktober 2016 wird bei dieser Darstellung graphisch deutlich sichtbar. Die enthaltene Trendlinie zeigt einen vereinfachten Zusammenhang zwischen beiden Größen auf.

Abbildung 16: Monatliche Redispatch-Arbeit und Windenergie-Einspeisung im Zeitraum April 2013 bis Oktober 2016, eigene Darstellung auf Basis netztransparenz.de

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Anhang

Daten zu den Abbildungen „Redispatch-Volumina monatlich (Abb. 3), „Redispatch-Arbeit nach Art“ (Abb. 5) sowie „Redispatch und Windenergie-Einspeisung“ (Abb. 15). Monat

Jan. 13 Feb. 13 Mrz. 13 Apr. 13 Mai. 13 Jun. 13 Jul. 13 Aug. 13 Sep. 13 Okt. 13 Nov. 13 Dez. 13 Jan. 14 Feb. 14 Mrz. 14 Apr. 14 Mai. 14 Jun. 14 Jul. 14 Aug. 14 Sep. 14 Okt. 14 Nov. 14 Dez. 14 Jan. 15 Feb. 15 Mrz. 15 Apr. 15 Mai. 15 Jun. 15 Jul. 15 Aug. 15 Sep. 15 Okt. 15 Nov. 15 Dez. 15 Jan. 16 Feb. 16 Mrz. 16 Apr. 16 Mai. 16 Jun. 16 Jul. 16 Aug. 16 Sep. 16 Okt. 16

Arbeit Gesamt [GWh]

0 0 0 113 520 295 350 48 49 402 426 762 445 436 459 433 251 216 231 150 100 173 245 1.118 1.215 615 1.652 669 446 237 861 672 928 518 1.763 1.584 894 926 514 675 267 95 188 201 358 650

Arbeit Strom [GWh]

Arbeit Spannung [GWh]

0 0 0 96 443 248 299 45 44 397 421 760 437 434 449 398 172 133 162 125 98 172 232 1.117 1.214 614 1.652 630 318 130 787 619 908 517 1.753 1.576 881 886 481 597 174 47 127 93 325 628

0 0 0 16 77 47 50 3 5 4 6 1 8 1 10 35 79 83 69 26 2 1 12 0 0 0 0 35 127 107 74 53 19 2 10 4 13 39 33 77 93 48 61 108 32 22

Arbeit EinsMan [GWh]

Arbeit Erhöhung [GWh]

0 0 0 1 0 0 0 1 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 4 0 0 0 0 1 0 0 4 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0

0 0 0 64 323 166 172 22 18 179 203 304 178 199 186 176 158 127 88 88 38 75 102 463 448 235 722 345 297 145 344 166 195 124 596 567 270 318 140 148 127 67 108 139 89 176

Arbeit Erhöhung kumuliert [GWh]

0 0 0 64 388 554 725 748 766 945 1.147 1.452 178 378 563 739 897 1.024 1.113 1.200 1.238 1.313 1.415 1.878 448 683 1.405 1.750 2.047 2.192 2.536 2.702 2.897 3.021 3.617 4.184 270 587 728 876 1.003 1.070 1.178 1.317 1.406 1.581

Arbeit Reduzierung [GWh]

0 0 0 -49 -197 -129 -178 -25 -31 -223 -224 -458 -266 -236 -273 -257 -93 -89 -142 -63 -62 -98 -143 -655 -767 -379 -930 -324 -149 -92 -516 -506 -733 -394 -1.167 -1.018 -625 -609 -374 -527 -140 -28 -80 -63 -269 -475

Arbeit Reduzierung kumuliert [GWh]

0 0 0 -49 -245 -374 -553 -578 -609 -831 -1.055 -1.513 -266 -503 -776 -1.033 -1.126 -1.215 -1.357 -1.420 -1.482 -1.580 -1.723 -2.378 -767 -1.147 -2.077 -2.401 -2.550 -2.642 -3.158 -3.664 -4.397 -4.791 -5.958 -6.976 -625 -1.233 -1.607 -2.134 -2.274 -2.302 -2.382 -2.444 -2.713 -3.188

WindenergieEinspeisung [GWh]

5.030 3.233 4.674 3.331 2.856 3.413 1.711 2.349 3.365 5.488 4.318 7.393 6.164 6.127 4.591 3.552 3.702 2.473 2.341 3.331 2.454 3.794 3.988 8.850 10.062 5.640 7.538 5.271 5.596 4.363 6.347 4.017 5.770 4.073 11.326 12.605 9.857 10.462 6.230 6.167 6.296 3.446 4.860 4.887 4.252 5.728

Tabelle 1: Daten zu den Abbildungen 3, 5 und 16

Redispatch in Deutschland, Stand 03.11.2016

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