HAMBURG / LONDON (IT BOLTWISE) – Betreiber von Offshore-Windparks wollen sich künftig stärker am Regelreservemarkt beteiligen, obwohl ein Teil der Erlöse bisher über die Strombörse kam. Netzbetreiber und Versorger sehen Qualifizierungen zur Netzhabilität als Grundlage dafür. Der Fokus liegt vor allem auf negativer Regelleistung: Auf Abruf sollen Windräder die Einspeisung reduzieren. Laut Fraunhofer IEE bleibt positive Regelleistung für Windparks dagegen deutlich schwerer als für Batteriespeicher.
Offshore-Windparks geraten damit in eine neue Rolle: nicht nur als Erzeuger von planbaren Jahresmengen, sondern zunehmend als Flexibilitätslieferant für die Stabilität des Netzes. Hintergrund ist der Regelreservemarkt, der Schwankungen von Stromerzeugung und Verbrauch ausgleicht. Während die Bereitstellung von Regelleistung bisher vor allem über Pumpspeicherkraftwerke, Gaskraftwerke und Batteriespeicher organisiert wurde, berichten Übertragungsnetzbetreiber von einer wachsenden Nachfrage nach weiteren Flexibilitätsquellen aus dem Offshore-Segment.
Im Nordosten Deutschlands, wo 50Hertz für das Netz in Richtung Ostsee zuständig ist, befinden sich laut Unternehmensangaben mehrere Windparks auf See bereits in der sogenannten Präqualifizierungsphase. Dabei wird vorab geprüft, ob die Anlagen die technischen Anforderungen erfüllen, um im Regelreserve-Umfeld zuverlässig stabilisierend eingreifen zu können. In diesem Prozess geht es nicht nur um die Frage, wie stark ein Park im Mittel Strom liefert, sondern um die Regelgüte im Betrieb: Wie schnell reagieren Anlagen auf Abrufe, wie gut lässt sich die Einspeisung begrenzen und wie robust bleibt das Verhalten gegenüber wechselnden Windbedingungen.
Auch auf der Nordsee-Seite beobachtet der zuständige Netzbetreiber ein steigendes Interesse von Windparkbetreibern am Regelreservemarkt. Für den Marktaufbau ist das Timing relevant, weil Regelreserve im Tages- und Stundenhorizont wirtschaftlich anders funktioniert als die klassische Vermarktung an der Strombörse. Die Netzbetreiber unterscheiden außerdem zwischen Regelleistung im Vorhalte-Kontext und der „Regelarbeit“, also der tatsächlich aktivierten Energiemenge. Sobald Windparks qualifiziert sind, können sie an den passenden Stellen systemdienlich eingreifen – und der wirtschaftliche Drehpunkt wird dort sichtbar, wo nicht jede eingesparte Kilowattstunde automatisch „verlorener“ Strom ist, sondern als negative Regelleistung vergütet werden kann.
Ein konkretes Beispiel liefert ein Vermarkter, der erstmals Regelenergie auf hoher See vermarktet: Der Windpark „Veja Mate“ gilt als in der Tennet-Zone präqualifiziert. Der Park liegt rund 95 Kilometer nordwestlich von Borkum und besteht aus 67 Anlagen. Genau solche Kennzahlen erklären, warum die Umstellung auf Regelmarktlogik zunächst wie ein technisches Projekt wirkt: Die Regelwirkung verteilt sich auf viele Windräder, und die Steuerung muss so abgestimmt sein, dass die Parkleistung im Abruf verlässlich reduziert werden kann, ohne dass dabei Stabilität oder Anlagengesundheit unverhältnismäßig leiden.
Für die Wirtschaftlichkeit wird es dabei vor allem um das Thema Stillstand gehen. Nach Bewertung von 50Hertz kann es sich an manchen Tagen lohnen, die Einspeisung zu reduzieren, statt geringe Erlöse an der Strombörse zu erzielen. Das praktische Prinzip lautet: Betreiber drehen Windräder aus dem Wind, und dieser Abruf wird als negative Regelleistung vermarktet. Schwieriger wird es dagegen bei positiver Regelleistung. Das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik beschreibt den Engpass so, dass positive Regelleistung voraussetzen würde, Anlagen vorsorglich zu drosseln, um Leistung für einen möglichen Abruf vorzuhalten. In der Konsequenz wäre es häufig eine vermeidbare Abregelung erneuerbarer Energie – und damit meist nicht wettbewerbsfähig.
Hier setzt der Vergleich mit Batteriespeichern an, den Fraunhofer IEE ebenfalls klar zieht: Grundsätzlich seien Batteriespeicher effizienter, um Regelenergie bereitzustellen, weil sie die Leistung unabhängig vom Wetter bereitstellen können. Das Gegenargument ist weniger die Effizienz an sich als die Umsetzbarkeit im Projekt, etwa wenn es darum geht, einen Standort so ans Netz anzubinden, dass die notwendigen System- und Anschlussanforderungen erfüllt werden. Genau an diesem Punkt zeigt der Regelmarkt, warum Offshore-Wind trotz begrenzter Flexibilitätsgrenze perspektivisch relevant wird: Er ergänzt die Speicherwelt dort, wo Reduzierung und Abrufsteuerung zuverlässig funktionieren, ohne dass immer zwingend „teure“ Leistungsvorhaltung nötig ist.
Für Unternehmen mit Blick auf die nächsten Schritte heißt das: Die Teilnahme am Regelreservemarkt ist weniger eine Frage von „Wollen“, sondern von Qualifizierung, Betriebsstrategie und Vermarktungslogik. Präqualifizierung, Reaktionszeiten, die Abstimmung der Parksteuerung sowie die Bewertung, wann Einspeiseverzicht tatsächlich monetarisierbar ist, werden zu zentralen Bausteinen. Gleichzeitig entsteht damit eine zweite Einnahmelogik neben dem Börsenstrom, die gerade in Marktphasen mit niedrigen Preisen an Bedeutung gewinnen kann. Unterm Strich verschiebt sich die Diskussion von reiner Energieerzeugung hin zu Systemdienstleistungen – und genau diese Schnittstelle wird zum Wettbewerbsfeld für Offshore-Betreiber.
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