Beschreibung:
Schottische Windparks erzeugen fast die Hälfte der Windenergie Großbritanniens, doch im Jahr 2025 wurden die Anlagen dort mit 350 Millionen Pfund dafür bezahlt, abzuschalten. Gleichzeitig gab Großbritannien über eine Milliarde Pfund aus, um Gaskraftwerke als Ersatz hochzufahren. Die Gesamtrechnung: 1,35 Milliarden Pfund. Und diese Kosten werden direkt an die Verbraucher über die Stromrechnung weitergegeben.

Warum kommt es also in Großbritannien zur Abregelung von Windenergie – und warum wird das Problem größer?

Dies ist die Geschichte der Netzengpässe: Was sie sind, warum sie entstehen und warum ihre Lösung eine der dringendsten Herausforderungen auf dem Weg zu sauberem Strom ist. In dieser Dokumentation beleuchten wir die Infrastruktur- und Marktprobleme hinter Großbritanniens Abregelungs-Dilemma: die Engpässe bei der Stromübertragung zwischen Schottland und England, die begrenzen, wie viel sauberer Strom nach Süden fließen kann; die Netzgrenzen B4 und B6, an denen die Engpässe am stärksten sind; die Rolle des National Energy System Operator (NESO), der das Netz in Echtzeit steuert; und warum Gas bei Engpässen weiterhin dominiert, statt Batterien.

Wir zeigen außerdem die drei Lösungswege auf und erklären, warum keiner davon einfach ist.

Deshalb bezahlt Großbritannien dafür, Wind abzuschalten – und was wirklich nötig wäre, um das zu beenden.

Unsere Experten sind Robyn Lucas, Head of GB bei Modo Energy, und Ed Porter, Director EMEA & APAC bei Modo Energy. Gemeinsam erklären sie:

• Warum Schottland fast die Hälfte der britischen Windenergie erzeugt – sie aber nicht nach Süden schicken kann
• Was im NESO-Kontrollraum passiert, wenn ein Engpass auftritt
• Warum die Abregelungskosten von einigen Hundert Millionen Pfund 2018 auf heute 2,7 Milliarden gestiegen sind
• Warum Batterien Gas noch nicht ersetzen konnten
• Was Investitionen in Übertragungsnetze, Speicher und Markt-Reformen bewirken könnten

Kapitel:
0:00 Warum Großbritannien für das Abschalten von Wind zahlt
0:54 Das Windproblem Schottlands erklärt
1:36 Was ist ein Netzengpass?
1:57 Die B4- und B6-Grenzen
2:44 Im NESO-Kontrollraum
3:21 Warum Gas die Lücke füllt und wo Batterien ins Spiel kommen
4:35 Die zweigeteilten Kosten der Abregelung
5:17 Wie volatile Gaspreise das Problem verschärfen
6:10 Ist eine Abregelung von 30–40 % normal?
6:30 Lösung 1: Mehr Übertragungsleitungen bauen
7:10 Lösung 2: Mehr Speicher und Flexibilität
7:47 Lösung 3: Markt-Reformen
8:35 Fazit

Musik lizenziert über Artlist.

Stock-Footage lizenziert über Pond5 (via Everly).

Dieses Video dient ausschließlich Informationszwecken und stellt keine Anlageberatung dar.

🔔 Abonnieren Sie für mehr Analysen zum Energiemarkt: youtube.com/@modoenergy

🔗 Folgen Sie Modo Energy:
→ LinkedIn: linkedin.com/company/modo-energy
→ Twitter/X: x.com/modoenergy

​Transkript:
Wenn Sie sehen, dass Windparks heruntergefahren und Gaskraftwerke hochgefahren werden, ist der natürliche Reflex zu fragen: Moment mal, was passiert hier eigentlich? Das kostet uns 1,4 Milliarden Pfund pro Jahr. Aber das Problem ist nicht die Windstromerzeugung. Es liegt daran, dass wir kein Netz haben, um den Windstrom dorthin zu bringen, wo er gebraucht wird – zu den Verbrauchern im Süden.
Im Jahr 2025 wurden schottische Windparks mit 350 Millionen Pfund für das Abschalten bezahlt. Gleichzeitig zahlte Großbritannien über eine Milliarde Pfund, um Ersatzstrom – meist aus Gas – zu erzeugen. Die Gesamtrechnung belief sich auf 1,35 Milliarden Pfund.
Diese Kosten werden an die Verbraucher weitergegeben. Tatsächlich tun die Windräder vielleicht genau das, was sie sollen – sie werden heruntergefahren, weil zu viel Windstrom im System ist. Wie kam es dazu? Fangen wir bei der Erzeugung an.
Schottland ist eine der windreichsten Regionen Europas. Dort wurden fast 15 Gigawatt Windleistung installiert – das ist etwa die Hälfte der gesamten britischen Windkapazität. Die Windparks in Schottland erzeugen Strom, der über Übertragungsleitungen nach Süden in die großen Städte wie London, Birmingham und Manchester transportiert wird.
Die Leitungen zwischen Schottland und dem restlichen Großbritannien können zu jedem Zeitpunkt etwa sechs Gigawatt übertragen. An windigen Tagen können schottische Windparks jedoch zehn Gigawatt erzeugen. Vier Gigawatt saubere Energie – ohne Abnehmer. Das Netz gerät in einen sogenannten Engpass.
Ein Engpass bedeutet, dass versucht wird, mehr Strom durch eine Leitung zu schicken, als sie tragen kann. Bei zu hoher Belastung würde die Leitung beschädigt. Um diese Engpässe zu steuern, müssen die Stromerzeuger – in diesem Fall die Windparks in Schottland – abgeregelt werden, also abgeschaltet werden.
Das Netz ist durch Übertragungsgrenzen geteilt – unsichtbare Linien auf der Landkarte, an denen die Leitungen zum Flaschenhals werden. Die wichtigste Grenze zwischen Schottland und England heißt B6, aber der schlimmste Engpass liegt derzeit weiter nördlich, innerhalb Schottlands. Die meisten Engpässe treten in Schottland, insbesondere im Norden, auf. Die Grenze B4 im Norden Schottlands hat viele Onshore-Windparks dahinter und einige Offshore-Anlagen, und dort sehen wir die meisten Engpässe im System.
Wenn mehr Wind durch diese Grenzen fließen will, als die Leitungen schaffen, muss jemand eingreifen. Eine Organisation löst diese Engpässe in Echtzeit: Der National Energy System Operator – NESO – ist dafür verantwortlich, dass in ganz Großbritannien immer das Licht brennt. Wenn ein Engpass auftritt, sieht der Systemoperator im Kontrollraum, dass an einem Ort zu viel Strom erzeugt wird.
Wenn das zum Beispiel in Schottland passiert – nehmen wir an, es werden drei Gigawatt erzeugt, aber nur zwei Gigawatt können unterhalb des Engpasses nach Süden fließen – dann müssen die Anlagen in Schottland um ein Gigawatt heruntergefahren werden und ein Gigawatt Ersatzstrom aus dem Süden beschafft werden. Der Windpark erhält eine Anweisung: Leistung drosseln. Nun entsteht eine Lücke. Historisch wurde diese Ersatzleistung meist von Gaskraftwerken bereitgestellt, da sie flexibel sind und so lange laufen können, wie der Engpass besteht – oft acht bis zwölf Stunden, manchmal sogar tagelang.
Mittlerweile konkurrieren Batterien mit Gas. Sie können einen Teil des abgeregelten Stroms ausgleichen, aber sie haben eine begrenzte Laufzeit. Eine Batterie liefert vielleicht zwei Stunden Strom, ein Gaskraftwerk kann viel länger laufen. Batterien können aber etwas, das Gas nicht kann: Sie helfen auf beiden Seiten des Engpasses – speichern überschüssigen Strom dahinter und entladen davor, um den Ausfall zu ersetzen.
Bisher dominiert Gas. Batterien sind zwar günstiger, aber ihre kurze Laufzeit und die Art, wie NESO sie einsetzt, führen dazu, dass sie nicht voll genutzt werden. Wenn es zu Engpässen kommt, denkt man schnell, jemand mache einen Fehler – dass Windparks nicht abgeregelt oder Gaskraftwerke nicht hochgefahren werden sollten. Tatsächlich machen alle Beteiligten nur das, was ihnen vom Systemoperator vorgegeben wird.
Hohe Engpasskosten sind eher ein Problem des Systemdesigns oder ein Zeichen für fehlende Übertragungskapazität. Jedes Mal, wenn Wind abgeregelt wird, entstehen zweigeteilte Kosten.
Teil eins: Der Windpark wird für den nicht verkauften Strom entschädigt. Das ist kein Bonus, sondern eine Kompensation. Die meisten modernen Windparks arbeiten mit sogenannten Contracts for Difference, die ihnen einen festen Preis je erzeugter Einheit garantieren.
Wenn sie abschalten müssen, berechnen sie dem Systemoperator die entgangenen Einnahmen. Die Anlagen werden also auf das vereinbarte Niveau entschädigt, weil die Abregelung außerhalb ihrer Kontrolle liegt. Das ist der kleinere Teil der Kosten. Der zweite Teil betrifft die Kosten für den Ersatzstrom – und die hängen vom globalen Gasmarkt ab.
Wenn wir Gas zur Engpassbewältigung einsetzen, bitten wir diese Anlagen, hochzufahren – das kostet und der Preis hängt vom Gas- und CO₂-Preis ab. Gaspreise können sehr volatil sein. Ein Krieg im Nahen Osten etwa lässt die Gaspreise weltweit steigen – und damit auch unsere Ausgleichskosten. Die Kosten für das Engpassmanagement sind explodiert.
Das ist ein großes Risiko für das Erreichen der Klimaneutralität. In der öffentlichen Wahrnehmung erscheinen erneuerbare Energien dadurch als teuer, weil man nur sieht: Das Abschalten von Wind kostet Unsummen. Wir erzeugen sauberen Strom, bauen Infrastruktur – und schalten sie wieder ab. Wozu das Ganze?
Studien zeigen, dass ein effizientes Netz mit etwa 5 % Abregelung erneuerbarer Energien rechnen muss. Aktuell ist das Problem viel größer: Wir schalten 30 bis 40 % der Windenergie in Schottland ab. Die Engpässe machen das System ineffizient.
Wie kann man die Abregelung reduzieren und das Netz effizienter machen? Großbritannien hat drei Optionen.
Erstens: Mehr Übertragungsleitungen bauen – mehr Kabel, mehr Kapazität. Neue Leitungen brauchen aber bis zu zehn Jahre und müssen strategisch geplant werden. Wenn wir die B4-Grenze beheben – also mehr Leitungen im Norden Schottlands bauen – lösen wir dort das Problem. Aber dann entstehen neue Engpässe an der nächsten Grenze weiter südlich, der B6.
Es ist wie bei Schleusen im Kanal: Das Wasser fließt in den nächsten Abschnitt, aber wird dort wieder gestoppt. Deshalb müssten auch im Süden Schottlands mehr Leitungen gebaut werden.
Zweitens: Mehr Speicher und Flexibilität schaffen. Batterien auf beiden Seiten des Engpasses können die Abregelungskosten senken und verhindern, dass günstige, saubere Energie verloren geht. Sie laden bei Windüberschuss und entladen, wenn das Netz Strom braucht. So lässt sich der Stromfluss über die Grenze steuern, ohne große neue Leitungen zu bauen.
Auch Langzeitspeicher und flexible Nachfrage helfen dabei.
Drittens: Den Markt reformieren oder neu gestalten. Aktuell reagieren Erzeuger in Großbritannien auf ein einheitliches Preissignal – unabhängig davon, wo Strom gebraucht wird oder schon zu viel vorhanden ist. Ein regionales Preissystem würde echte Anreize geben, wo gebaut und produziert werden soll. Solche Preissysteme sind keine Neuheit – in Texas, Kalifornien und anderen US-Bundesstaaten wird das bereits praktiziert.
Die britische Regierung hat eine komplette Neugestaltung geprüft, sich aber für eine Reform des bestehenden Marktes entschieden. Die Hoffnung ist, dass die Anpassungen ein besseres System schaffen. Ob das gelingt, bleibt abzuwarten. Falls nicht, könnte man doch auf ein zonales System umstellen.
Der Wind ist da. Die Technik funktioniert. Aber wir bauen das Energiesystem der Zukunft auf einem Netz der Vergangenheit. Das Problem ist nicht der schottische Wind.
Er ist die Lösung. Großbritannien hat nur noch nicht die Infrastruktur gebaut, um ihn zu nutzen.