Wenn die aktuellen Planungen zum Ausbau der Stromnetze umgesetzt werden, hätte das mehrere Vorteile. Das zeigt eine jetzt vorgelegt Analyse der RWTH Aachen. Zum einen würden die zusätzlichen Transportkapazitäten in einem auf die Energiewende ausgelegten Stromleitungssystem einen deutlich schnelleren Ausbau erneuerbarer Energien zulassen. Zum anderen könnten sie die Abregelungen von Erneuerbare-Energien-Anlagen sowie die zur Netzstabilität notwendigen Eingriffe in das Stromsystem deutlich reduzieren – und auch die damit verbundenen Kosten.
Hintergrund der RWTH-Analyse sind die geplanten Netzanpassungen im Zuge der Energiewende sowie die Netzausbaupläne der Bundesregierung, vor allem die für 2025 angestrebte Inbetriebnahme der Hochspannungs-Gleichstroms-Übertragungsleitungen (HGÜ) Südlink und Südostlink. Dem RWTH-Papier zufolge ist auch im Jahr 2024, also noch vor der Inbetriebnahme der großen HGÜ-Leitungen, die Menge an abgeregeltem oder zum Ausgleich erforderlichem Strom auch bei einem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien überschaubar. Die errechnete von den Netzbetreibern zur Systemstabilität gemanagte Strommenge von 16 Terawattstunden (TWh) liege etwa auf dem aktuellen Niveau. Und nach Inbetriebnahme der HGÜ-Leitungen im Jahr 2025 wären Eingriffe für die Stromnetzsicherheit laut RWTH-Analyse kaum noch nötig; insgesamt würde nur noch eine jährliche Strommenge von 2,1 TWh abgeregelt oder zusätzlich abgefragt werden.
Neben dem Referenzszenario hat die RWTH Aachen auch Alternativmodelle mit einem verstärkten Zubau erneuerbarer Energien für das Jahr 2025 untersucht. Ein Modell ging von einem verstärkten dezentralen Ausbau erneuerbarer Energien von plus vier Gigawatt (GW) Onshore-Wind und plus 13,3 GW Photovoltaik vor allem in der Mitte und im Süden Deutschlands aus, ein anderes von einer um fünf GW Offshore-Wind erhöhten Kapazität. Beide Modelle würden für eine um ungefähr 20 TWh höhere jährliche Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sorgen, mehr als drei Prozent der gesamten Stromerzeugung. Dem RWTH-Papier zufolge hätten die zusätzlichen dezentralen Kapazitäten kaum Einfluss auf die Redispatchmenge, das Volumen würde in dem Fall nur leicht auf 2,6 TWh pro Jahr steigen. Würden hingegen allein die Offshore-Kapazitäten ausgebaut, so stiege die Redispatchmenge aufgrund der regionalen Konzentration der Parks deutlich auf 5,7 TWh pro Jahr. Netzengpässe wären in diesem Szenario vor allem im Nordwesten der Republik zu erwarten, von Abschaltungen wären überwiegend Nordsee-Windparks betroffen. Angesichts dieser regionalen Begrenzung könnte jedoch mit nur wenig zusätzlicher Netzverstärkung auch Abhilfe geschaffen werden: Schon eine ergänzende HGÜ-Leitung von Cloppenburg Ost nach Uentrop, die bereits im ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2030 enthalten sei, würde laut RWTH-Berechnungen zu einer Reduzierung der Redispatchmenge auf 2,7 TWh pro Jahr führen.
Die Studie zum zukünftigen Volumen des Netzengpassmanagements hat das Institut für Elektrische Anlagensysteme und Energiewirtschaft (IAEW) der RWTH Aachen im Auftrag von Dong Energy durchgeführt. Erläuterungen zum Thema Redispatch insgesamt und eine genaue Betrachtung der Studie hat die Agentur für Erneuerbare Energien (AEE) in einem Hintergrundpapier zusammengefasst.
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