Dynamische Netzentgelte für Stromerzeuger: Eine Einordnung von Stefan-Jörg Göbel, SVP Germany

Netzüberlastung und Redispatch: der Status Quo

In manchen Stromnetzen wird mittlerweile zu bestimmten Zeiten mehr Strom aus Wind oder Sonne erzeugt als verbraucht oder abtransportiert werden kann. Dann muss Stromerzeugung an diesen Orten abgeregelt werden und anderswo hochgefahren werden. Das nennen wir Redispatch. Der kostet in Deutschland derzeit etwa 3 Mrd. € pro Jahr. 

Der Vorschlag der Bundesnetzagentur

Um diese Eingriffe zu reduzieren und die dazugehörigen Kosten zu senken, hat die Bundesnetzagentur vorgeschlagen, dynamische Netzentgelte auch für Stromerzeuger einzuführen. D.h. für 22 Netzregionen würden die Netzbetreiber jeden Tag für den nächsten Tag stundenscharfe Netztarife festlegen. Die könnten sogar negativ werden, man würde also bezahlt, um Strom in einem bestimmten Gebiet zu einem bestimmten Zeitpunkt zu verbrauchen. Das soll Angebot und Nachfrage innerhalb der 22 Netzzonen besser in Einklang bringen.

Funktioniert das? Dass Stromerzeugung und -verbrauch räumlich besser koordiniert werden sollten, steht außer Frage. Aber hohe Komplexität und der planwirtschaftliche Eingriff in das Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage sprechen gegen das System.

Deshalb haben wir bei gemeinsam mit anderen Unternehmen die Folgen des BNetzA-Vorschlags von den Experten bei Aurora Energy Research für verschiedene Szenarien mal nachrechnen lassen. 

Die Ergebnisse der Aurora Studie zu dynamischen Netzentgelten

Das ist für alle Szenarien sehr eindeutig und hat mich wirklich erschreckt. Selbst wenn man in einem optimistischen Szenario annimmt, dass die Netzbetreiber alles über die Kostenstrukturen der Stromerzeuger wissen und keine Fehler bei der Wettervorhersage machen, entstehen folgende Effekte:

• Das System wird teurer – außer für einige wenige: Dynamische Netzentgelte treiben die Strompreise nach oben. Im Mittel über ganz Deutschland um 8 €/MWh oder 10% für 2029. Dazu kommen noch die Einsparungen oder Mehrkosten für die dynamischen Netzentgelte selbst. Für Regionen im Westen und Süden liegt der Gesamteffekt bei Mehrkosten von bis zu 30–37 €/MWh. Insgesamt billiger wird es nur im Norden der Republik.

• Wind- und Solarstrom wird verdrängt: 56 TWh erneuerbare Stromerzeugung würden abgeschaltet werden (im Vergleich zum Ausgangspunkt von 13 TWh Abschaltung für 2029). Nach unseren internen Berechnungen entspricht die Differenz der durchschnittlichen Jahresproduktion von 2.500 bis 3.000 modernen Onshore-Windkraftanlagen. Wenn man diese Strommenge mit Gaskraftwerken erzeugen möchte, benötigt man dafür mehr als 70 TWh Gas. Zum Vergleich: Deutschland hat 2025 ca. 100 LNG-Schiffe mit ca. 100 TWh Energievolumen gekauft.  

• CO2-Emissionen steigen: Natürlich wird Deutschland diese verlorene grüne Energie nicht ausschließlich durch neue Gaskraftwerke ersetzen. In der Realität wird das eine Mischung aus Energieträgern, Technologien und Importen sein. Die Simulation von Aurora zeigt, dass diese Anpassung im Mittel zu 9% höheren CO2-Emissionen (9 Millionen t) im Jahr 2029 führen würde.

• Dynamische Netzentgelte lösen das Problem nicht: Der Redispatch-Bedarf sinkt in der Vorhersage vom Ausgangspunkt  2029 von 30 auf 16 TWh pro Jahr. Redispatch wird also trotz des sehr umfassenden und sehr tief eingreifenden Systemwechsels noch nicht einmal um die Hälfte reduziert. Aus meiner Sicht ist das zentrale Problem von dynamischen Netzentgelten, dass eine zentrale Planungsstelle versucht, unzählige Akteure mit einem zentralen Tarif zu koordinieren. Weil aber jedes Kraftwerk und jeder Stromerzeuger andere Kosten und technische Systeme hat, gibt es immer große Streuverluste bei dieser Steuerung.

Unkalkulierbare Kosten für Investoren

Dynamische Netzentgelte bringen viele weitere Nachteile mit sich, insbesondere die Unsicherheit, die sich für Investoren ergibt. Wer immer eine Windkraftanlage, einen Speicher oder ein Gaskraftwerk bauen möchte, wäre mit unkalkulierbaren Kosten oder Einnahmen auf der Netzseite konfrontiert. Netzkosten oder -erlöse wären eine Black Box. Das wird schlimmstenfalls zu einer Absage von Projekten führen, bestenfalls zu höheren Renditeforderungen zur Kompensation des höheren Risikos und damit früher oder später zu viel höheren Preisen.

Welche anderen Möglichkeiten gibt es?

Wir sollten dynamische Netzentgelte für die Stromerzeugung zu den Akten legen und uns andere Instrumente anschauen, die die räumliche Verteilung der Stromerzeugung in Deutschland verbessern:

 ❓ Baukostenzuschüsse: Würden vielen Wind- und Solarprojekten sehr weh tun. Aber zumindest wäre der Effekt im Vorhinein bekannt und könnte bei Geboten für die EEG-Auktionen berücksichtigt werden.

❓ EEG-Auktionen getrennt nach Netzgebieten: Würde zu deutlich mehr Windenergie-Zubau im Süden führen und im Norden abbremsen. Aber alle Marktteilnehmer hätten Planungssicherheit.

❓ Preiszonen: Führen auch zu Verteilungseffekten innerhalb Deutschlands, bilden aber ein Signal am Markt. Alle Marktteilnehmer müssten sehr präzise ihre technische und Kostensituation in ihren Geboten berücksichtigen.

Der weitere Netzausbau wird auch helfen. Soweit möglich, sollte man ihn beschleunigen. In jedem Fall liegen perfekte Lösungen nicht auf der Hand. Vermeintlich gute Vorschläge stellen sich bei näherer Betrachtung und vor allem Rechnung als problematisch heraus. Die Weiterentwicklung des Stromsystems bleibt eine große Aufgabe, die wir mit viel Geduld und belastbaren Zahlen bewältigen müssen. Das ist eine im besten Sinne technokratische Herausforderung.