Beschreibung:
Schottische Windparks erzeugen fast die Hälfte der Windenergie Großbritanniens, doch im Jahr 2025 wurden Betreiber dort mit 350 Millionen Pfund dafür bezahlt, ihre Anlagen abzuschalten. Gleichzeitig gab Großbritannien über eine Milliarde Pfund aus, um Gaskraftwerke hochzufahren und den Ausfall zu ersetzen. 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 immer größer?

Dies ist die Geschichte der Netzengpässe: Was sie sind, warum sie auftreten und warum ihre Lösung zu den dringendsten Herausforderungen auf dem Weg zu sauberer Energie gehört. In dieser Dokumentation untersuchen wir die Infrastruktur- und Marktprobleme hinter der Windabregelung in Großbritannien: die Engpässe bei der Stromübertragung zwischen Schottland und England, die bestimmen, wie viel saubere Energie 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, während Batterien noch keine größere Rolle spielen.

Wir werfen auch einen Blick auf die drei möglichen Lösungen für das Problem – und warum keine davon einfach ist.

Das ist der Grund, warum Großbritannien dafür bezahlt, Windkraft abzuschalten – und was wirklich nötig wäre, um das zu beenden.

Unsere Expert:innen sind Robyn Lucas, Leiterin Großbritannien bei Modo Energy, und Ed Porter, Direktor EMEA & APAC bei Modo Energy. Gemeinsam erklären sie:

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• Warum Schottland fast die Hälfte der britischen Windenergie erzeugt – diese aber nicht nach Süden liefern kann
• Was im NESO-Kontrollraum passiert, wenn ein Engpass eintritt
• Warum die Abregelungskosten von ein paar Hundert Millionen im Jahr 2018 auf heute 2,7 Milliarden Pfund 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 abgeschaltete Windkraft bezahlt
0:54 Das Windproblem Schottlands erklärt
1:36 Was ist ein Netzengpass?
1:57 Die Grenzen B4 und B6
2:44 Im NESO-Kontrollraum
3:21 Warum Gas die Lücke füllt und wie Batterien ins Bild passen
4:35 Die zweigeteilten Kosten der Abregelung
5:17 Wie volatile Gaspreise das Problem verschärfen
6:10 Sind 30–40 % Abregelung normal?
6:30 Lösung 1: Mehr Übertragungskapazität bauen
7:10 Lösung 2: Mehr Speicher und Flexibilität
7:47 Lösung 3: Markt-Reform
8:35 Abschluss

Musik lizenziert über Artlist.

Stock-Footage lizenziert über Pond5 (via Everly).

Dieses Video dient ausschließlich Informationszwecken und stellt keine Anlageberatung dar.

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​Transkript:
Wenn Sie sehen, dass Windparks heruntergefahren und Gaskraftwerke hochgefahren werden, ist es ganz natürlich zu fragen: Was passiert da eigentlich? Das kostet uns 1,4 Milliarden Pfund pro Jahr. Aber das Problem ist nicht die Windenergie, sondern dass wir kein Netz haben, um die Windenergie dorthin zu bringen, wo sie gebraucht wird – nämlich in den Süden.
Im Jahr 2025 wurden Betreiber schottischer Windparks mit 350 Millionen Pfund dafür bezahlt, ihre Anlagen abzuschalten. Gleichzeitig zahlte Großbritannien über eine Milliarde Pfund, um Ersatzstrom – meist aus Gas – zu erzeugen. Insgesamt belief sich die Rechnung auf 1,35 Milliarden Pfund.
Diese Kosten werden an die Verbraucher weitergegeben. Tatsächlich machen die Windturbinen womöglich genau das, wofür sie gebaut wurden – sie werden heruntergefahren, weil zu viel Windstrom im System ist. Wie kam es dazu? Beginnen wir mit der Erzeugung.
Schottland ist eine der windreichsten Regionen Europas. Dort wurden fast 15 Gigawatt Windkraft installiert – etwa die Hälfte des gesamten britischen Windparks. Windparks in Schottland erzeugen Strom, der über Übertragungsleitungen in den Süden zu den großen Verbrauchszentren wie London, Birmingham und Manchester transportiert wird.
Die Leitungen zwischen Schottland und dem Rest Großbritanniens können zu jedem Zeitpunkt etwa sechs Gigawatt aufnehmen. An windigen Tagen können die schottischen Windparks jedoch zehn Gigawatt produzieren. Vier Gigawatt saubere Energie ohne Abnehmer. Das Netz stößt auf einen sogenannten Engpass.
Ein Engpass bedeutet, dass mehr Strom durch eine Leitung fließen soll, als sie tatsächlich transportieren kann. Würde man zu lange zu viel Strom durchleiten, würde die Leitung beschädigt. Um diese Engpässe zu managen, müssen Stromerzeuger – in diesem Fall die Windparks in Schottland – abgeregelt, also abgeschaltet werden.
Das Netz ist durch Übertragungsgrenzen unterteilt – unsichtbare Linien auf der Karte, an denen die Leitungen zum Nadelöhr werden. Die wichtigste Grenze zwischen Schottland und England heißt B6, aber das größte Problem liegt aktuell noch weiter nördlich, innerhalb Schottlands selbst. Die meisten Engpässe treten in Schottland, insbesondere im Norden, auf. Die Grenze B4 im Norden Schottlands trennt viele Onshore-Windparks ab und verbindet einige Offshore-Windparks – dort gibt es die meisten Engpässe im System.
Wenn mehr Windenergie durch diese Grenzen fließen will, als die Leitungen verkraften, muss jemand eingreifen. Eine Organisation löst diese Engpässe in Echtzeit: Der National Energy System Operator – NESO – ist dafür verantwortlich, dass in Großbritannien rund um die Uhr das Licht brennt. Wenn ein Engpass auftritt, erkennt der Systemoperator im Kontrollraum, dass es an einem Ort zu viel Erzeugung gibt.
Wenn das zum Beispiel in Schottland der Fall ist – sagen wir, es werden drei Gigawatt erzeugt, aber nur zwei Gigawatt können unterhalb des Engpasses weitergeleitet werden – dann müssen die Generatoren in Schottland um ein Gigawatt heruntergefahren werden, und es muss ein Gigawatt Ersatzstrom unterhalb des Engpasses gefunden werden. Der Windpark erhält dann die Anweisung: Leistung reduzieren. Jetzt muss die Lücke gefüllt werden. 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 mehrere Tage.
Heute konkurrieren Batterien mit Gas. Sie können einen Teil der abgeregelten Leistung ausgleichen, haben aber eine begrenzte Laufzeit. Eine Batterie liefert vielleicht zwei Stunden Strom, ein Gaskraftwerk kann jedoch deutlich länger laufen. Batterien können im Gegensatz zu Gas auf beiden Seiten des Engpasses helfen – sie speichern überschüssigen Strom hinter dem Engpass und speisen ihn vor dem Engpass wieder ein.
Bisher dominiert Gas. Batterien sind zwar günstiger, aber ihre kurze Laufzeit und Einschränkungen bei der Steuerung durch NESO verhindern, dass sie ihr volles Potenzial entfalten. Wenn Engpässe auftreten, denkt man schnell, dass jemand einen Fehler macht – dass man Windparks nicht herunterregeln oder Gaskraftwerke nicht hochfahren sollte. In Wirklichkeit befolgt jedes Element die Anweisungen des Systemoperators.
Hohe Engpasskosten sind meist ein System- oder Netzproblem, etwa 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 ein Ausgleich. Die meisten modernen Windparks haben einen sogenannten Contract for Difference, der ihnen einen festen Preis pro erzeugter Kilowattstunde garantiert.
Wenn sie aufgefordert werden, die Produktion zu stoppen, stellen sie dem Systembetreiber die entgangenen Einnahmen in Rechnung. Wird die Anlage abgeregelt, wird der Verlust ausgeglichen, da die Abregelung außerhalb ihrer Kontrolle liegt. Das ist der kleinere Teil der Rechnung. Der größere Teil entfällt auf die Kosten für den Ersatzstrom, der eingeschaltet wird – und diese Kosten schwanken mit dem globalen Gaspreis.
Setzt man Gas zur Engpassbewältigung ein, bittet man die Gaskraftwerke, einzuspringen – zu einem Preis, der vom Gas- und CO2-Preis abhängt. Diese Preise können sehr volatil sein. Ein Krieg im Nahen Osten kann etwa die Gaspreise weltweit steigen lassen – und damit auch unsere Ausgleichskosten. Die Kosten für das Engpassmanagement sind explodiert.
Das ist ein großes Risiko für das Erreichen von Net Zero. In der Öffentlichkeit entsteht der Eindruck, dass erneuerbare Energien sehr teuer sind, weil man vor allem sieht: Das Abschalten von Windkraft kostet Unsummen. Wir erzeugen saubere Energie und bauen Infrastruktur – und dann wird sie abgeregelt. Wozu das alles?
Studien zeigen: In einem effizienten Netz werden etwa 5 % der erneuerbaren Erzeugung abgeregelt. Das Problem ist inzwischen gravierend. In Schottland werden aktuell 30 bis 40 % des erzeugten Windstroms abgeregelt. Die Engpässe machen das System ineffizient.
Wie lässt sich die Abregelung reduzieren und das Netz effizienter machen? Großbritannien hat drei Optionen.
Erstens: Mehr Übertragungskapazität bauen – also mehr Leitungen, mehr Kapazität. Neue Leitungen zu bauen dauert bis zu zehn Jahre, und es braucht eine Strategie. Wird die B4-Grenze im Norden Schottlands durch neue Leitungen entschärft, entstehen neue Engpässe an der nächsten Grenze im Süden, bei B6.
Das ist wie bei Schleusen im Kanal: Das Wasser fließt weiter, wird aber an der nächsten Schleuse wieder gestoppt. Man müsste also auch im Süden Schottlands neue Leitungen bauen.
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 speisen bei Bedarf ein. So lässt sich der Fluss über die Grenze steuern, ohne dass große neue Leitungen nötig wären.
Langzeitspeicher und flexible Nachfrage können ebenfalls helfen.
Drittens: Den Markt reformieren oder umgestalten. Aktuell reagieren Erzeuger in Großbritannien auf einen einheitlichen nationalen Preissignal – das aber nicht widerspiegelt, wo Strom gebraucht wird oder schon zu viel vorhanden ist. Ein lokales Preissystem würde echte Anreize geben, wo und wann man baut und produziert. Solche Ansätze gibt es in Texas, Kalifornien und anderen US-Bundesstaaten bereits.
Die britische Regierung hat eine komplette Neugestaltung geprüft, sich aber für eine Reform des bestehenden Marktes entschieden. Die Hoffnung ist, dass ein reformiertes nationales Preissignal das System lokal effizienter macht. Ob das klappt, bleibt abzuwarten. Falls nicht, könnte man zu einem zonalen System zurückkehren.
Das Windpotenzial ist da. Die Technik funktioniert. Aber wir bauen das Energiesystem der Zukunft auf einem Netz aus der Vergangenheit. Schottlands Wind ist nicht das Problem.
Er ist die Lösung. Großbritannien hat nur noch nicht die Infrastruktur geschaffen, um davon zu profitieren.