​Die Kosten für Netzengpässe in Großbritannien stiegen im Jahr 2024/25 auf 1,9 Milliarden Pfund und machten damit 71 % der gesamten Systemausgleichskosten aus. Dieser Anteil ist von 44 % in 2022/23 gestiegen und wird ohne größere Eingriffe bis 2030 voraussichtlich jährlich 4–8 Milliarden Pfund erreichen. Das Nadelöhr ist Schottland.

Kostenloser Leitfaden von Modo EnergyKI im Einsatz für Energieinvestitionen und Asset ManagementSie beschäftigen sich mit Abregelung und Netzengpässen? Ein praxisnahes Handbuch zur Nutzung von KI-Tools für Ihre Teams im Energieinvestment und -betrieb, mit konkreten, zeitsparenden Tipps, die Sie sofort umsetzen können.Leitfaden herunterladen →

Im Jahr 2025 kostete das Abschalten von schottischem Wind rund 350 Millionen Pfund. Ersatzstromerzeugung (meist durch Gas) verursachte über 1 Milliarde Pfund an Kosten. Die Abregelung ist inzwischen der Haupttreiber der nationalen Ausgleichskosten Großbritanniens.

Der Ausbau der Windenergie überholt die Übertragungskapazität, und die Infrastruktur, die dieses Ungleichgewicht beheben soll, kommt erst gegen Ende des Jahrzehnts.

Wichtige Erkenntnisse

• Die Engpasskosten erreichten 2024/25 1,9 Mrd. £ und machen 71 % der gesamten Ausgleichskosten Großbritanniens aus, gegenüber 44 % in 2022/23. Ohne Reformen werden die Kosten bis 2030 auf 4–8 Mrd. £ pro Jahr steigen.
• Die wichtigsten Grenzen, B4 und B6, waren 2025 zu 42 % bzw. 34 % der Zeit eingeschränkt. Windenergie in Nordschottland macht 60–62 % des gesamten System-Gebotsvolumens aus. Seagreen ist mit 2,7 TWh im Jahr 2025 das am stärksten abgeregelte Asset, gefolgt von Moray East (1,7 TWh) und Moray West (1,4 TWh).
• Die Abregelung in Schottland bietet Batterien in Engpasszonen je nach Marktregeln 3–5 Jahre Einkommen aus dem Balancing Mechanism. Nach 2030 werden Netzaufrüstungen diese Einnahmen verringern.
• Laut ETYS wird sich die B4-Kapazität bis 2030 fast verdoppeln (7,3 GW) und EC5 verdreifachen (13,5 GW), doch die Ziele für Clean Power 2030 erfordern 20 GW Windleistung in Schottland.
• Kurzfristige Maßnahmen wie der Constraint Management Intertrip Service (CMIS) und der SO:TO Optimisation Trial haben bereits 119 Mio. £ bzw. 268 Mio. £ an Einsparungen für Verbraucher gebracht, aber eine wirkliche Entlastung des Netzes erfordert die erst gegen Ende des Jahrzehnts kommenden Netzaufrüstungen.

Teil 1: Engpässe in Großbritannien

Die Grenzen B4 und B6 in Schottland sind die Hauptursache für das Engpassproblem Großbritanniens

Das Hochspannungsnetz Großbritanniens ist in Zonen unterteilt. NESO überwacht die Stromflüsse und Limits entlang definierter Engpassgrenzen – thermische Schwellenwerte, über die hinaus Strom nicht mehr sicher fließen kann, ohne eine Überlastung der Leitungen zu riskieren.