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Energie & Management > Stromnetz - Was Strompreiszonen für Deutschland bedeuten würden
Überlastete Stromleitungen auf der Nord-Süd-Achse zählen zu den großen Problemen der Energiewende. Quelle: E&M / Drewnitzky
Stromnetz

Was Strompreiszonen für Deutschland bedeuten würden

Die Debatte um die Einführung von Strompreiszonen hat in Deutschland wieder Fahrt aufgenommen. Die Denkfabrik Agora Energiewende hat jetzt mögliche Auswirkungen untersuchen lassen.
Die Studie zu den Auswirkungen von unterschiedlichen Strompreiszonen befasst sich mit Ländern in Nordeuropa, in denen es eine entsprechende Aufteilung schon gibt. Und sie kommt zu dem Schluss, dass das auch in Deutschland positive Auswirkungen haben könnte. Zumindest, wenn es um die Effizienz von Redispatch-Maßnahmen geht und um die kurzfristige Nachfrageflexibilität.

Das Dilemma hierzulande ist das Ungleichgewicht zwischen dem Norden und dem Süden der Republik. Zum einen, was die Produktion von Strom aus erneuerbaren Energien angeht, zum anderen beim Energiebedarf der Industrie. Dazu kommt ein unzureichender Ausbau der Übertragungsnetze, der dem Land dann mit schöner Regelmäßigkeit folgende Situation beschert: Es weht ordentlich Wind, der Süden zieht sich viel Strom aus den Erneuerbaren-Anlagen im Norden, aber die Netze schaffen das nicht. Folglich müssen die Windräder an der Küste abgestellt und im Süden Kraftwerke hochgefahren werden. Die Windmüller erhalten dafür eine Entschädigung und die Kraftwerksbetreiber in Bayern und Baden-Württemberg lassen sich ihre Hilfsdienste nicht weniger teuer bezahlen. Solche Redispatch-Maßnahmen kosten jährlich mehrere Milliarden Euro – und sie werden auf die Stromkunden umgelegt.

Anreize für den Netzausbau geschaffen

Diese unschöne und vor allem teure Entwicklung hat die europäische Regulierungsbehörde Acer dazu veranlasst, eine Teilung der Strompreiszone in Deutschland wieder auf die Tagesordnung zu setzen. Dadurch ließen sich, so vermutet man bei Acer, die Redispatch-Kosten senken sowie die Probleme bei der Durchleitung und die allgemeinen Ineffizienzen des Systems zumindest vermindern.

Die Studie „Auswirkungen subnationaler Preisgebotszonen – am Beispiel Nordeuropa“ hat die „Thema Consulting Group“ im Auftrag von Agora erstellt. Das Beratungsunternehmen mit Sitz in Oslo zeigt die Unterschiede der Märkte in Norwegen, Schweden und Dänemark zu den Deutschen Märkten auf und analysiert, was trotzdem auf eine potenzielle Teilung hierzulande übertragbar wäre.
 

Norwegen hat bereits 1991 mehrere unterschiedliche Preiszonen eingeführt. „Die Zonenaufteilung hat dazu beigetragen, die ungleichmäßige geographische Verteilung und die zeitlichen Schwankungen der Wasserkraft in verschiedenen Gebieten zu bewältigen und Anreize für den Ausbau des Übertragungsnetzes zu schaffen“, heißt es in dem Bericht.

Gute Erfahrungen mit der Preiszonenaufteilung haben die Nordischen Länder nach Überzeugung der Autoren im Bereich Dispatch-Effizienz gemacht. Temporäre Preisunterschiede, die etwa kurzfristigen Wasserknappheiten geschuldet sind, könnten so bereits im Spot-Markt adressiert werden. Die Notwendigkeit für nachträgliche Korrekturen von Kraftwerkseinsätzen etwa durch Redispatch würden verringert.

Keine negativen Auswirkungen bei der Industrie

Negative Auswirkungen auf Investitionsentscheidungen der Industrie und den Ausbau von Erzeugungsanlagen von Grünstrom scheinen die Preiszonen indes nicht oder eher weniger zu haben. Die Elektrifizierung der Stahlindustrie im energiereichen Norden Schwedens wurde, so wird vermutet, von anderen Faktoren angetrieben, etwa von der dort bereits bestehenden Wertschöpfungskette. Und der Bau von Rechenzentren und Batteriefabriken finde in ganz Skandinavien statt, nicht nur im niedrigpreisigen Norden. Dagegen wurden sogar mehr als die Hälfe der in den vergangenen Jahren errichteten Windkraftanlagen im Norden errichtet, obwohl der eine Niedrigpreiszone ist. Offenbar spielten auch hier andere Faktoren wie Windverhältnisse, billigeres Land oder weniger Widerstand gegen die Projekte eher eine Rolle.

Erkenntnisse, die unterstreichen, dass in Deutschland eine Nord-Süd-Aufspaltung ebenfalls Sinn ergeben könnte, auch wenn der Hintergrund in den Nordischen Ländern ein anderer ist: In Deutschland geht es in erster Linie um kurzfristige Flexibilität im Zusammenhang mit Erneuerbaren, während es in den Nordischen Ländern vor allem wegen der Wasserkraft um mittelfristige Flexibilität geht. Strukturelle Engpässe sollten aber ähnlich adressiert werden, heißt es.

Weitere Erfahrungen zeigten außerdem, dass auch die Nachfrageflexibilität zur Effektivität beitragen kann. Aber hier wird Deutschland mal wieder von seiner digitalen Rückständigkeit eingeholt: Voraussetzung wäre ein breiter Roll-out von Smart-Metern sowie die Einführung variabler Netzentgelte. Die Studienautoren: „Hier sind die Nordischen Länder schon einen großen Schritt weiter: Die Durchdringung von Smart-Metern liegt bei über 90 Prozent. Die Verknüpfung von Endkundenverträgen mit dem Spot-Markt oder weitere Punkte wie stündliche Ablesung sind hier bereits Standard.“ Dies ermögliche auch eine dynamische Gestaltung von Netzentgelten in den Nordischen Ländern, die beispielsweise abhängig vom Gleichgewicht zwischen Stromproduktion und -nachfrage an jedem Netzknotenpunkt geeignete lokale Anreize setzt.

Montag, 27.11.2023, 15:34 Uhr
Gnter Drewnitzky
Energie & Management > Stromnetz - Was Strompreiszonen für Deutschland bedeuten würden
Überlastete Stromleitungen auf der Nord-Süd-Achse zählen zu den großen Problemen der Energiewende. Quelle: E&M / Drewnitzky
Stromnetz
Was Strompreiszonen für Deutschland bedeuten würden
Die Debatte um die Einführung von Strompreiszonen hat in Deutschland wieder Fahrt aufgenommen. Die Denkfabrik Agora Energiewende hat jetzt mögliche Auswirkungen untersuchen lassen.
Die Studie zu den Auswirkungen von unterschiedlichen Strompreiszonen befasst sich mit Ländern in Nordeuropa, in denen es eine entsprechende Aufteilung schon gibt. Und sie kommt zu dem Schluss, dass das auch in Deutschland positive Auswirkungen haben könnte. Zumindest, wenn es um die Effizienz von Redispatch-Maßnahmen geht und um die kurzfristige Nachfrageflexibilität.

Das Dilemma hierzulande ist das Ungleichgewicht zwischen dem Norden und dem Süden der Republik. Zum einen, was die Produktion von Strom aus erneuerbaren Energien angeht, zum anderen beim Energiebedarf der Industrie. Dazu kommt ein unzureichender Ausbau der Übertragungsnetze, der dem Land dann mit schöner Regelmäßigkeit folgende Situation beschert: Es weht ordentlich Wind, der Süden zieht sich viel Strom aus den Erneuerbaren-Anlagen im Norden, aber die Netze schaffen das nicht. Folglich müssen die Windräder an der Küste abgestellt und im Süden Kraftwerke hochgefahren werden. Die Windmüller erhalten dafür eine Entschädigung und die Kraftwerksbetreiber in Bayern und Baden-Württemberg lassen sich ihre Hilfsdienste nicht weniger teuer bezahlen. Solche Redispatch-Maßnahmen kosten jährlich mehrere Milliarden Euro – und sie werden auf die Stromkunden umgelegt.

Anreize für den Netzausbau geschaffen

Diese unschöne und vor allem teure Entwicklung hat die europäische Regulierungsbehörde Acer dazu veranlasst, eine Teilung der Strompreiszone in Deutschland wieder auf die Tagesordnung zu setzen. Dadurch ließen sich, so vermutet man bei Acer, die Redispatch-Kosten senken sowie die Probleme bei der Durchleitung und die allgemeinen Ineffizienzen des Systems zumindest vermindern.

Die Studie „Auswirkungen subnationaler Preisgebotszonen – am Beispiel Nordeuropa“ hat die „Thema Consulting Group“ im Auftrag von Agora erstellt. Das Beratungsunternehmen mit Sitz in Oslo zeigt die Unterschiede der Märkte in Norwegen, Schweden und Dänemark zu den Deutschen Märkten auf und analysiert, was trotzdem auf eine potenzielle Teilung hierzulande übertragbar wäre.
 

Norwegen hat bereits 1991 mehrere unterschiedliche Preiszonen eingeführt. „Die Zonenaufteilung hat dazu beigetragen, die ungleichmäßige geographische Verteilung und die zeitlichen Schwankungen der Wasserkraft in verschiedenen Gebieten zu bewältigen und Anreize für den Ausbau des Übertragungsnetzes zu schaffen“, heißt es in dem Bericht.

Gute Erfahrungen mit der Preiszonenaufteilung haben die Nordischen Länder nach Überzeugung der Autoren im Bereich Dispatch-Effizienz gemacht. Temporäre Preisunterschiede, die etwa kurzfristigen Wasserknappheiten geschuldet sind, könnten so bereits im Spot-Markt adressiert werden. Die Notwendigkeit für nachträgliche Korrekturen von Kraftwerkseinsätzen etwa durch Redispatch würden verringert.

Keine negativen Auswirkungen bei der Industrie

Negative Auswirkungen auf Investitionsentscheidungen der Industrie und den Ausbau von Erzeugungsanlagen von Grünstrom scheinen die Preiszonen indes nicht oder eher weniger zu haben. Die Elektrifizierung der Stahlindustrie im energiereichen Norden Schwedens wurde, so wird vermutet, von anderen Faktoren angetrieben, etwa von der dort bereits bestehenden Wertschöpfungskette. Und der Bau von Rechenzentren und Batteriefabriken finde in ganz Skandinavien statt, nicht nur im niedrigpreisigen Norden. Dagegen wurden sogar mehr als die Hälfe der in den vergangenen Jahren errichteten Windkraftanlagen im Norden errichtet, obwohl der eine Niedrigpreiszone ist. Offenbar spielten auch hier andere Faktoren wie Windverhältnisse, billigeres Land oder weniger Widerstand gegen die Projekte eher eine Rolle.

Erkenntnisse, die unterstreichen, dass in Deutschland eine Nord-Süd-Aufspaltung ebenfalls Sinn ergeben könnte, auch wenn der Hintergrund in den Nordischen Ländern ein anderer ist: In Deutschland geht es in erster Linie um kurzfristige Flexibilität im Zusammenhang mit Erneuerbaren, während es in den Nordischen Ländern vor allem wegen der Wasserkraft um mittelfristige Flexibilität geht. Strukturelle Engpässe sollten aber ähnlich adressiert werden, heißt es.

Weitere Erfahrungen zeigten außerdem, dass auch die Nachfrageflexibilität zur Effektivität beitragen kann. Aber hier wird Deutschland mal wieder von seiner digitalen Rückständigkeit eingeholt: Voraussetzung wäre ein breiter Roll-out von Smart-Metern sowie die Einführung variabler Netzentgelte. Die Studienautoren: „Hier sind die Nordischen Länder schon einen großen Schritt weiter: Die Durchdringung von Smart-Metern liegt bei über 90 Prozent. Die Verknüpfung von Endkundenverträgen mit dem Spot-Markt oder weitere Punkte wie stündliche Ablesung sind hier bereits Standard.“ Dies ermögliche auch eine dynamische Gestaltung von Netzentgelten in den Nordischen Ländern, die beispielsweise abhängig vom Gleichgewicht zwischen Stromproduktion und -nachfrage an jedem Netzknotenpunkt geeignete lokale Anreize setzt.

Montag, 27.11.2023, 15:34 Uhr
Gnter Drewnitzky

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