Deutschlands verlorene Strom-Milliarden: Warum Windkraft abgeschaltet wird, um Kohlekraftwerke hochzufahren
Wenn es nach Marcus Hartmund ginge, dürfte es schon ein bisschen mehr sein. „Wir haben allein im vergangenen Jahr 15 Prozent weniger Strom produziert, als möglich gewesen wäre“, sagt der Geschäftsführer des Windparks Medelby.
Damit hätte der Bürgerwindpark in Schleswig-Holstein zum Beispiel alle Schweriner Haushalte drei Monate lang mit Strom versorgen können. Oder alle in Berlin zwei Tage lang.
Doch stattdessen stehen die 27 Windräder bei Hartmund immer wieder still. Und 500 Kilometer südwestlich fährt Torsten Koch, Kraftwerksleiter der Steag, ein Steinkohlekraftwerk hoch, das seit Jahren nicht mehr in Betrieb sein sollte: Bergkamen A im Ruhrgebiet.
Ein Windpark im Norden steht still, ein veraltetes Kohlekraftwerk in Nordrhein-Westfalen fährt hoch. Zufrieden ist damit weder der eine noch der andere. Was absurd erscheint, ist nicht nur Alltag in Medelby und Bergkamen, sondern im gesamten deutschen Stromnetz – und kostet jedes Jahr Milliarden Euro.
Der Grund klingt paradox: zu viel Wind. Wie kommt es dazu?
Das Verfahren heißt Redispatch: ein aufwendiges System des Nachregelns, bei dem Kraftwerke an- oder abgeschaltet werden, um das Netz stabil zu halten. Von der Menge an Strom, die auf diese Weise verloren geht (neun Terawattstunden im Jahr 2024), könnten – berechnet an ihrem typischen Verbrauch – etwa 3,5 Millionen Elektroautos ein Jahr lang über deutsche Straßen fahren. Das sind etwa ein Drittel mehr, als derzeit überhaupt unterwegs sind.
Doch damit nicht genug. Fast drei Milliarden Euro zahlt der Staat jährlich dafür, dass die Produzenten vor der Engstelle im Netz ihre Anlagen abschalten und Kraftwerksbetreiber hinter der Engstelle ihre bereits ausgemusterten Kohlemeiler hochfahren.
Die Kosten werden über die Netzentgelte auf die Verbraucher umgelegt. Für einzelne Personen sind das Experten zufolge zwar lediglich 10 bis 30 Euro jährlich mehr auf der Stromrechnung – insgesamt aber ist das Volumen enorm. Zum Vergleich: Mit einem Betrag in gleicher Höhe könnte der Bund etwa die Förderung von E-Autos komplett bezahlen, die die schwarz-rote Koalition ab dem kommenden Jahr plant.
Das Problem hat im Winter Hochsaison. Im Sommer muss weniger umverteilt werden, da die Photovoltaikanlagen im Süden mehr Strom liefern. Im Winter hingegen dominiert die Windkraft – und weil der Ausbau der großen deutschen Stromleitungen, der sogenannten Übertragungsnetze, zu langsam vorangeht, kommt es genau dort zu Problemen.
Bei Übertragungsnetzen ist es wie bei Autobahnen: Müssen sie zu viel Verkehr aufnehmen, droht Überlastung. Und so, wie auf vielbefahrenen Strecken die Staugefahr besonders groß ist, ist im Fall der „Stromautobahnen“ das Überlastungsrisiko zwischen Wind‑ und Industrieregionen besonders hoch.
Dementsprechend müssen die konventionellen Kraftwerke im industriell besonders geprägten Nordrhein-Westfalen häufig zur Entlastung hochfahren. Am meisten abgeschaltet wird im windigen Schleswig-Holstein.
Und so landet ein Teil des Geldes aus dem sogenannten Engpassmanagement in Medelby, zum Ausgleich dafür, dass der Bürgerwindpark weniger eingenommen hat, als möglich gewesen wäre.
Auch wenn dem Windpark durch die Ausgleichszahlungen ein finanzieller Schaden erspart bleibt – Geschäftsführer Hartmund könnte gut auf das Prozedere verzichten. „Das Abrechnungsverfahren ist kompliziert, und die Entschädigungen kommen oft mit Monaten Verzögerung“, sagt er.
Zeitweise hätten 1,2 Millionen Euro ausgestanden. Bei einem Windpark dieser Größe seien das fünf bis zehn Prozent des Jahresumsatzes, sagt Hartmund.
Als der Bürgerwindpark vor rund 15 Jahren entstand, waren Probleme dieser Art nicht abzusehen. Überhaupt sollte es damals eher um Chancen als um Schwierigkeiten gehen.
Mit dem Prinzip des Bürgerwindparks wollte der damalige schleswig-holsteinische Umweltminister Robert Habeck (Grüne) Akzeptanz für die teils 130 Meter hohen Windkraftanlagen bei den Bewohnern des ländlichen Raums schaffen – durch die Aussicht auf Rendite: Wer sich finanziell an einem Bürgerwindpark beteiligt, kann über die Jahre mit einer persönlichen Ausschüttung rechnen.
Rund 127 Millionen Euro haben die Windkraftanlagen in und um Medelby inklusive Umspannwerk bislang gekostet. Ein Fünftel davon stammt von 370 Menschen aus der Region: Landwirten, Handwerkern, Angestellten, Rentnern. Der Rest ist über Banken finanziert. Die jährliche Rendite der Beteiligten „liegt stabil über zehn Prozent“, sagt Geschäftsführer Hartmund.
Der Ort, in dem die frisch gebauten Windräder stillstehen
Zusätzlich spülen die Windparks Geld in die Gemeindekassen. Die jährlich derzeit rund 1,4 Millionen Euro Gewerbesteuer hätten schon so manche neue Straße und zuletzt sogar einen Bildungscampus mit Kita, Schule und Sportplatz zu großen Teilen mitfinanziert, sagt Hartmund. „Ohne den Windpark wären solche Projekte nicht denkbar.“
Was aber macht es mit einem Ort, wenn die 27 Windräder regelmäßig stillstehen? An 66 der 365 Tage im Jahr 2024 konnte Medelby nicht mit voller Kapazität laufen, wie Daten des Windparks zeigen.
Jenseits des Engpasses sprang der alte Kohlemeiler Bergkamen A seit April 2024 an 31 Tagen wegen Engpässen an und speiste ins Netz ein, wenn aus dem stürmischen Norden mal wieder kein Strom durch die überlasteten Leitungen fließen konnte.
Das Geld aus dem sogenannten Engpassmanagement kommt auch dem Essener Energiekonzern Steag zugute, der Bergkamen A betreibt: dafür, dass er seine eigentlich nicht mehr benötigte Anlage als Reservekraftwerk am Netz hält. Der finanzielle Aufwand belaufe sich in etwa auf 30 Millionen Euro pro Jahr, heißt es bei Steag, zum Beispiel für Löhne und Gehälter, Verwaltung und Instandhaltung.
„Ein unhaltbarer Zustand“, auch für den Kohlekraftwerk-Betreiber
Erst im Juli dieses Jahres hat die Bundesnetzagentur die Pflicht für Bergkamen A, im Zweifel Strom zu liefern, bis Ende 2028 verlängert. Doch auch, wenn das Finanzielle vordergründig geregelt ist, ist man beim Kraftwerksbetreiber alles andere als glücklich über den Status quo.
Zum einen schränke das künstliche Am-Leben-Erhalten des Kraftwerks den Spielraum für neue Investitionen ein, weil man mit dem Reservebetrieb keinen Gewinn erwirtschaften könne. „Das ist aus unserer Sicht ein unhaltbarer Zustand“, teilt das Unternehmen mit.
Zum anderen sei Bergkamen A gar nicht für eine On-Off-Beziehung mit dem Stromnetz ausgelegt. Mit seinen 700 Megawatt war es einst Dauerläufer für die energieintensive Stahlindustrie im Ruhrgebiet. So eine Anlage schalte man nicht mal eben an und ab, sagt Kraftwerksleiter Torsten Koch. Muss er aber, wenn der Netzbetreiber – in diesem Fall Amprion – den zusätzlichen Strom anfordert.
Allein das Anfahren dauere mehrere Stunden. „Häufige Anfahrten mit kurzen Laufzeiten sind für die Anlage eigentlich nicht gut. Sie ist von Natur aus nicht darauf ausgelegt“, sagt Koch.
Das Verfahren ist kompliziert, die Kosten hoch, die Beteiligten auf beiden Seiten überwiegend unglücklich. Wie lässt sich die Lage ändern? Eine Lösung sollen zusätzliche Übertragungsnetze von Nord nach Süd bringen. Damit könnte mehr Strom dorthin gebracht werden, wo er gebraucht wird. Doch Vorhaben wie die Stromtrasse Suedlink – geplant seit mehr als einem Jahrzehnt – verzögern sich immer weiter, Stand jetzt soll sie 2028 in Betrieb gehen.
Grund für die Hängepartie ist nicht nur die zähe Bürokratie, sondern auch der Unmut in Teilen der Bevölkerung. Statt „Stromautobahnen“ von Schleswig-Holstein nach Bayern wollen die Trassengegner, die sich vor allem in Bayern organisiert haben, Wind- und Solarstrom aus der Region. Suedlink hingegen ist nach ihrer Ansicht überdimensioniert und zu teuer. Die Baukosten einer unsichtbar unterirdisch verlegten Trasse – von einigen präferiert – treiben die Strompreise zusätzlich in die Höhe.
Erreicht haben die Gegner des Netzausbaus ihr Ziel indes nicht. Nach mehr als zehn Jahren Planungs- und Genehmigungsphase begann im Juli dieses Jahres auch in Bayern der offizielle Bau mit einer Feierstunde.
Wie bedeutsam das Projekt politisch ist, lässt sich schon an der Gästeliste ablesen. Sowohl Bayerns Ministerpräsident Markus Söder (CSU) als auch Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) kamen persönlich nach Oerlenbach im Landkreis Bad Kissingen.
Nun soll die zentrale Trasse bis 2028 gebaut werden: 700 Kilometer lang und mit einer Kapazität von vier Gigawatt könnte sie bis zu zehn Millionen Haushalte im Süden mit Windstrom aus dem Norden versorgen. Die derzeit veranschlagten Kosten von zehn Milliarden Euro werden die Stromkunden über die Netzentgelte zahlen.
Parallel wird weiter östlich der Suedostlink vorangetrieben, der 2027 fertig sein soll.
Mehr Trassen? Gaskraftwerke? „Reicht nicht“, sagt ein Experte
Doch selbst dann wird der Redispatch nicht der Vergangenheit angehören. Aber künftig, so die Hoffnung in Politik und Stromwirtschaft, müssen die Windkraftanlagen im Norden nicht mehr so häufig vom Netz genommen werden wie bislang.
Zusätzlich helfen sollen Gaskraftwerke, auf deren Ausbau sich die schwarz-rote Koalition jüngst geeinigt hat.
Auch nach Ansicht von Experten könnten sie dazu beitragen, den Redispatch-Bedarf zu senken. Allerdings nur dann, wenn sie sinnvoll geplant und eingesetzt würden, sagt Energieökonom Lion Hirth von der Berliner Hertie School.
Mehr Gaskraftwerke im Süden könnten das System flexibler machen, und perspektivisch kann dort aus Windkraft erstellter Wasserstoff verarbeitet werden. Als bloße Reserveinstrumente, wie aktuell beim Redispatch, seien sie ineffizient und teuer.
Ohnehin kann eine Maßnahme allein das Problem nicht lösen, wie Hirth betont. In den kommenden Jahrzehnten werde der Bedarf an Strom hierzulande stark wachsen, Stichwort: E-Autos, Wärmepumpen, grüner Wasserstoff.
Dementsprechend müssten zum einen die Netze weiter ausgebaut werden. „Suedlink und Suedostlink reichen bei weitem nicht.“
Zusätzlich jedoch – und das sei das Wichtigste – müsse der Strompreis regionalisiert werden. „Wir betreiben ein System mit einem einheitlichen Strompreis, obwohl wir völlig unterschiedliche regionale Bedingungen haben“, sagt Hirth. Anders als in anderen Ländern gibt es in Deutschland nur eine einzige Strompreiszone. Dabei kann das Netz den Strom gar nicht überall hin transportieren.
Mit regionalen Preisen wäre Strom während Starkwind im Norden günstiger, im Süden teurer – an einem sonnigen Sonntag könnte es umgekehrt sein. Und das hätte Folgen: Zum Beispiel würden Speicher sich automatisch dort aufladen, wo gerade Überfluss herrscht, und entladen, wo Bedarf entsteht. Industriebetriebe würden sich perspektivisch dort ansiedeln, wo die Aussichten auf günstigen Strom groß sind. Das Netz wäre nicht mehr so häufig überlastet.
In anderen Ländern, zum Beispiel in den USA, kenne man den Begriff Redispatch kaum, weil es regionale Preise gebe, sagt Hirth.
Mit seiner Position ist er in der Wissenschaft nicht allein. Und auch bei Netzbetreibern und in der Politik wird die Idee unterschiedlicher Stromzonen diskutiert.
Doch vor allem die südlichen Bundesländer lehnen unterschiedliche Stromzonen ab. Sie fürchten um ihre Attraktivität als Unternehmensstandort. Die schwarz-rote Bundesregierung hat sich in ihrem Koalitionsvertrag klar für den Erhalt der sogenannten einheitlichen Gebotszone ausgesprochen – und damit für einen einheitlichen Strompreis im ganzen Land.
So werden mindestens Jahre, vielleicht Jahrzehnte vergehen, bis sich die Windräder in Medelby verlässlich auch dann drehen, wenn der meiste Wind weht.
Dennoch haben die Medelbyer das nächste Projekt fest im Blick: einen Batteriespeicher mit 50 Megawatt Leistung und vier Stunden Kapazität. Die 15 Millionen Euro sollen auf dem erprobten Weg zusammenkommen. „Ich möchte das gerne wieder als Bürgerprojekt umsetzen, wie unseren Windpark damals“, sagt Hartmund.
Doch Banken zögerten mit der Kreditvergabe, weil das Geschäftsmodell für Speicher noch neu sei, sagt Hartmund. Zugleich denkt er über Repowering nach – das Aufrüsten bestehender Anlagen für mehr Leistung –, über Wasserstoffnutzung, über neue Schnittstellen zwischen Wind und Wärme.
„Der Netzausbau muss endlich Schritt halten mit dem Ausbau der Erneuerbaren“, sagt er.
Pläne gibt es auch in Bergkamen, für die Zeit nach der Steinkohle. Ein modernes Gaskraftwerk – wasserstofffähig – würde der Essener Energiekonzern Steag gern bauen. Im Management setzt man große Hoffnungen auf die Kraftwerksstrategie der Bundesregierung in Person von Wirtschaftsministerin Reiche.
Doch auch weniger fossile Szenarien liegen in der Schublade. Ein großer Batteriespeicher mit 200 Megawatt Leistung zum Beispiel. Zur Netzstabilisierung oder für den kommerziellen Betrieb.
„Da ist vieles denkbar“, sagt Koch. Über die Erneuerbaren spricht er ohne Groll. Sie seien schon heute das Rückgrat. Aber er kennt auch die Lücken. „Der Batteriespeicher allein wird die Welt nicht retten, aber er ist ein Baustein, damit das System funktioniert.“
Doch bis mindestens 2028 bleibt in Bergkamen A alles, wie es ist, halten noch 111 Menschen die Anlage betriebsbereit. „Wir wissen eigentlich nicht, wann es wirklich zu Ende ist“, sagt der Kraftwerksleiter. „Sehr gut möglich, dass unser Kraftwerk noch bis in die 2030er-Jahre hinein gebraucht wird, um das Stromnetz zu stabilisieren.“
Das Kraftwerk hat 48.000 Tonnen Steinkohle auf Halde, genug für eine Woche Betrieb. Und so warten sie hier. Auf den nächsten Redispatch-Einsatz. Auf die nächste politische Entscheidung.
