Studie: Dynamische Netzentgelte mit starken Nebenwirkungen

Im Auftrag der Energieunternehmen EnBW, Engie, Leag, Onyx Power, RWE, Statkraft, Trianel, Uniper und Vattenfall hat der Think Tank Aurora Energy Research untersucht, wie sich die Einführung dynamischer Netzentgelte auf regionaler Ebene auswirken würde. Den Verfassern zufolge basiert die Modellierung auf Szenarien für die Jahre 2029 und 2037.

Hintergrund der Untersuchung ist die Absicht der Bundesnetzagentur zum 31. Dezember 2028 die Netzentgeltsystematik zu reformieren und mit dynamischen Netzentgelten netzdienliches Verhalten anzureizen. Die Logik dahinter sieht aus der Sicht eines Erzeugers bei Überschusserzeugung ein positives Netzentgelt vor. Bei Strommangel fällt das Netzentgelt negativ aus. Für die Stromentnahme gilt: positives Entgelt bei positivem Redispatch und negatives Entgelt bei negativem Redispatch.

Zu den zentralen Fragestellungen der Studie gehören: Wie beeinflussen regionale dynamische Netzentgelte die Dispatch-Entscheidungen von Erzeugungs- und Speichertechnologien im Strommarkt? In welchem Umfang können regionale dynamische Netzentgelte zur Reduzierung des Redispatch-Bedarfs beitragen? Auch die gesamtwirtschaftlichen Wohlfahrtseffekte und regionale Varianten dynamischer Netzentgelte waren Gegenstand der Untersuchung.

Die wesentlichen Ergebnisse der Studie: Regionale dynamische Netzentgelte reduzieren den Redispatch-Bedarf nur teilweise. Sie zeigen allerdings dabei starke systemische Nebenwirkungen. Außerdem führen dynamische Netzentgelte zu erheblichen Verschiebungen von Kosten und Erlösen zwischen den Regionen und Akteuren. Daraus ergeben sich Risiken für Investitionen und die Akzeptanz.

Weniger Erneuerbare, mehr thermische Erzeugung

Die Forschenden haben herausgefunden, dass regionale dynamische Netzentgelte zu Überreaktionen führen. So würden im Jahr 2037 bereits bei Annahme von dynamischen Netzentgelten in Höhe von +/- 10 Euro/MWh Erzeugungsverschiebungen von 54 TWh stattfinden. Dies wäre deutlich mehr als die 19 TWh bei einem Basisszenario ohne dynamische Netzentgelte. Außerdem wird den Autoren zufolge der Redispatch nur teilweise reduziert.

Unter Annahme vollkommener Voraussicht auf Netzengpässe werde eine Reduktion der Redispatch-Volumina von 5 bis 63 Prozent erreicht. Bei unvollkommener Voraussicht liege die Redispatch-Minderungswirkung bei maximal 58 Prozent. „Durch die Kombination aus starker Marktreaktion und hohem verbleibendem Redispatchbedarf sind alle getesteten dNE-Szenarien durch deutlich weniger EE und mehr thermische Erzeugung geprägt“, schreiben die Autoren. Gleichzeitig steigen die Strompreise und die CO2-Emissionen aufgrund der Verschiebung hin zu thermischer Erzeugung. Der höhere Großhandelspreis wirke in allen Regionen.

Regionale Effekte mit der verringerten Produktion der Erneuerbaren verschieben nach Erkenntnissen der Analysten die Attraktivität von Standorten. Gleichzeitig werde auch die Wirtschaftlichkeit bestehender und neuer Projekte im Bereich der Erneuerbaren regional stark belastet. Die Mindererlöse bei Onshore-Wind beziffern die Autoren auf minus 70 Prozent in bestimmten Regionen im Norden. Ein Teil der Projekte in der Nordsee müsse mit Mindererlösen bis zu 67 Prozent rechnen. Und bei der Photovoltaik seien bis 2037 regionale Mindererlöse bis zu 45 Prozent möglich.

Die „Studie zur Auswirkung dynamischer Netzentgelte auf das Stromsystem“ steht zum Downöoad zur Verfügung.