An sonnigen und windreichen Tagen kommen die überregionalen Strom-Übertragungsnetze regelmäßig an ihre Grenzen. Im Norden und Osten der Republik wird dann viel mehr Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt, als dort verbraucht werden kann.
Die überschüssigen Strommengen können auch nur teilweise in die süddeutschen Verbrauchszentren transportiert werden, weil es Engpässe in den Höchstspannungs-Leitungen gibt.
Damit kommt es zu einem Widerspruch zum Stromgroßhandel in der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Strompreiszone. Hier wird Strom so verkauft und gekauft, als ob er unbegrenzt in jede Region geliefert werden könnte.
Tatsächlich müssen die Betreiber der Übertragungsnetze den so ermittelten Kraftwerkseinsatz – den "Dispatch" – oft nachträglich mit dem "Redispatch" anpassen, um den verkauften Strom über die Netzengpässe hinweg liefern zu können. Diese Methode kostete im Jahr 2024 nach vorläufigen Zahlen 2,8 Milliarden Euro und wird letzten Endes von den Stromkunden bezahlt.
In der Energiewirtschaft und -wissenschaft wird schon lange darüber diskutiert, ob die regionalen Ungleichgewichte und der hohe Redispatch-Bedarf durch eine Aufteilung der einheitlichen Strompreiszone in zwei bis fünf Zonen behoben werden könnten. Dagegen gibt es allerdings auch große Widerstände in Politik und Wirtschaft.
22 lokale Preiszonen minimieren Netzengpässe
Die Denkfabrik Agora Energiewende spricht sich nun sogar schon für deutlich weitergehende Schritte aus. Die Expertinnen und Experten hatten ein System mit 22 lokalen Preiszonen untersucht und überwiegend günstige Ergebnisse ermittelt.
Dieses lokale Preissystem hatten sie mit den realen Strommarkt-Daten der fünf Jahre von 2019 bis 2023 unterlegt und mit zwei anderen Systemen verglichen: der aktuellen einheitlichen Preiszone und einem leicht erweiterten Modell mit drei Preiszonen. Das lokale Modell ist inzwischen auch mit aktuellen Daten online verfügbar.
Diese unterschiedlichen Preiszonen-Systeme wirken sich deutlich auf den Einsatz der Kraftwerke aus, berichtete Projektleiter Kaspar Knorr kürzlich in Berlin. Demnach spielt es für den Stromhandel in der einheitlichen Preiszone keine Rolle, wo welches Kraftwerk eingesetzt wird. Netzengpässe werden nicht berücksichtigt. Der Redispatch-Bedarf ist hoch.
In einem System mit drei Preiszonen würde es schon eine räumliche Steuerung geben: Kraftwerke einer Zone könnten nur so viel Strom in die anderen Zonen liefern, wie es die Netzengpässe zwischen den drei Zonen erlauben. Der Redispatch-Bedarf ist hier schon etwas geringer. Es bleiben aber immer noch viele größere Netzengpässe innerhalb der drei Zonen, die weiterhin mit Redispatch bewältigt werden müssen.
Diese verbleibenden Engpässe könnten schließlich in ein Stromhandels-System mit 22 Preiszonen eingearbeitet werden. "Dann haben wir einen netzkonformen Kraftwerkseinsatz", sagte Knorr. Der Redispatch-Bedarf wäre dann zu vernachlässigen.
Lokaler Strompreis mit diversen Vorteilen
In der Agora-Studie wird das beispielhaft für den 1. Januar 2023 beschrieben: An diesem Tag war die Windenergie-Einspeisung hoch. Im Norden wurde die Stromerzeugung wegen Netzengpässen teilweise per Redispatch abgeregelt und nach Süden gelenkt.
Wenn es an diesem Tag einen lokalen Strompreis im Norden gegeben hätte, wäre er durch das große Stromangebot erheblich niedriger gewesen als der Preis in der einheitlichen Strompreiszone und auch in den modellhaften drei Preiszonen. Es hätte sich dort also bei einem lokalen Strompreis gelohnt, an diesem Tag mehr Strom zu verbrauchen.
Dazu wären allgemeine Vorteile gekommen: Wind- und Solarparks hätten weniger entschädigungspflichtig abgeregelt werden müssen. Auch der teure Redispatch wäre kleiner ausgefallen.
Anders war es im Süden. Hier war der Strompreis bei einer oder drei Preiszonen erheblich niedriger als bei einem lokalen Strompreis. Dadurch fehlte ein Anreiz, den Stromverbrauch zumindest teilweise auf einen Zeitpunkt zu verschieben, an dem es keine Netzengpässe gab.
Die Studie weist darauf hin, dass es künftig eine wachsende Zahl flexibler großer Stromverbraucher geben wird. Dazu gehören Elektrolyseure für Wasserstoff, große Wärmepumpen, Heizkessel und Batteriespeicher. Wenn sie sich im Süden befinden und mit ihrem flexiblen Betrieb einem scheinbar günstigen, aber tatsächlich netzbelastenden Strompreis-Signal der einheitlichen Preiszone folgen, wächst der Aufwand für den Redispatch.
Industrielle Großverbraucher sollen entlastet werden
Insgesamt würde sich die Einführung lokaler Preise für die Verbraucher strompreissenkend auswirken, heißt es in der Studie. Das trifft vor allem auf weite Teile Norddeutschlands zu und wird besonders deutlich in den küstennahen Gebieten.
Für den Süden würden zunächst im lokalen Strom-Großhandel höhere Preise entstehen. Sie sollen aber bei den meisten Verbrauchern dadurch aufgewogen werden, dass insgesamt geringere Redispatchkosten und damit auch weniger Netzentgelte anfallen.
Anders wäre das bei industriellen Großverbrauchern, die reduzierte Netzentgelte zahlen. Für sie würden sich steigende Strompreise stärker auswirken.
Zum Ausgleich schlagen die Agora-Fachleute vor, die Großverbraucher durch sogenannte Engpassrenten zu entlasten. Das sind Einnahmen, die Netzbetreiber erwirtschaften, wenn sie den Stromhandel zwischen den lokalen Preiszonen abwickeln.
Ausgleichszahlungen soll es auch für die Betreiber von Solar- und Windenergie-Anlagen im Norden geben, die bei niedrigeren lokalen Strompreisen weniger Einnahmen erzielen könnten. Andersherum verhält es sich mit den Betreibern von Solar- und Windparks im Süden, die mit höheren Erlösen rechnen dürften.
Ansiedlungsanreize für Windstrom-Regionen fehlen
Solche Konzepte für kleinere Strompreiszonen stoßen in Schleswig-Holstein auf großes Interesse. Hier wächst die Windstrom-Produktion mit großem Tempo weiter. Sie könnte eigentlich genutzt werden, um stromintensive Industrieanlagen anzusiedeln und mit grünem Strom zu versorgen.
Darauf wies Joschka Knuth hin, Staatssekretär im Energieministerium des Landes. Auch grüner Wasserstoff für Süddeutschland könne hier produziert werden, sagte er am Montag in Berlin. Die Unternehmen hätten allerdings keinen wirtschaftlichen Anreiz durch den Strompreis oder die Netzentgelte, nach Schleswig-Holstein zu kommen.
Um solche Ansiedlungsanreize schaffen, sprach Knuth sich dafür aus, die Diskussion über kleinere Preiszonen zu führen. Für ebenso geeignet hält er es, die Netzentgelte so zu reformieren, dass sie Wirtschaftsansiedlungen in Regionen mit viel Strom aus erneuerbaren Energien befördern.
Für die Einrichtung kleinerer Preiszonen wäre die Bundesnetzagentur zuständig. Referatsleiterin Stefanie Meyenborg kann sich allerdings nicht vorstellen, dass es in absehbarer Zeit dazu kommt. "Die politischen Realitäten sehen im Moment anders aus", sagte sie.
Netzausbau und Entgeltreform sollen die Lage entspannen
Gleichzeitig verwies sie darauf, dass in den nächsten Jahren mehrere große Übertragungsleitungen in Betrieb gehen sollen, die dann mehr Strom von Norden nach Süden transportieren können. Das werde sich auf die Redispatchkosten auswirken.
Die Bundesnetzagentur bereitet derzeit auch eine weitere Reform der Stromnetz-Entgelte vor. Zuletzt hatte sie im Jahr 2024 eine Netzentgelt-Reform umgesetzt. Dabei sollten die Regionen entlastet werden, in denen die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien besonders stark ausgebaut wurde.
Nun soll das gesamte System reformiert werden, nach dem die Netzentgelte erhoben werden. Dabei ist es denkbar, dass nicht nur wie bisher die Stromverbraucher zahlen müssen, sondern auch die Stromproduzenten. Auch dynamische Netzentgelte mit lokalen Preissignalen werden diskutiert. Eine solche grundlegende Reform braucht ihre Zeit: Meyenborg nannte als Zieljahr 2029.
Die Entwicklungen auf dem deutschen Strommarkt werden auch von der Europäischen Kommission in Brüssel aufmerksam beobachtet. Christof Lessenich, Referatsleiter für den Energiebinnenmarkt, sieht "Ineffizienzen im System, die jetzt schon ein erheblicher Kostenfaktor" seien. Für ihn ist absehbar, dass die damit verbundenen Kosten weiter steigen werden.
Auch ein sehr fortschrittlicher Netzausbau reicht nach seiner Ansicht nicht aus, um den teuren Redispatch zu begrenzen. Lessenich sprach sich für starke lokale Signale aus, die durch Netzentgelte oder Fördermittel gesetzt werden könnten. In der Frage, ob die deutsch-luxemburgische Strompreiszone aufgeteilt werden sollte, legte er sich ausdrücklich nicht fest.
Derzeit läuft in der Europäischen Union ein Überprüfungsverfahren dazu, wie die Strompreiszonen zugeschnitten sein sollten. Nachdem die Betreiber der Übertragungsnetze ihre Stellungnahmen dazu abgegeben haben, sollen nun die Mitgliedsländer der EU eine gemeinsame Entscheidung treffen. Wenn das nicht gelingt, geht diese Aufgabe an die Europäische Kommission.
