Aurora-Studie fällt kritisches Urteil zu regionalen dynamischen Netzentgelten (dNE)

Das bestehende Netzentgeltsystem läuft Ende 2028 aus und die Neugestaltung wird gerade an vielen Stellen im Rahmen des AgNes-Prozesses heiß diskutiert. Das ist auch richtig so, denn Netzentgelte sind einer der größten Hebel dafür, ob die Energiewende als fair, bezahlbar und planbar wahrgenommen wird. Ein zukunftsfähiges System muss daher transparent, marktorientiert, flexibel und gerecht ausgestaltet sein.

Die Bundesnetzagentur möchte dynamische Netzentgelte einführen, um damit ein netzdienliches Verhalten zu fördern. Eine Studie von Aurora Energy Research untersucht verschiedene Szenarien und kommt zu der Erkenntnis, dass regionale dynamische Netzentgelte durchaus negative Auswirkungen zur Folge haben. Konkret sieht die Studie einen Anstieg thermischer Erzeugung, ein steigendes Preisniveau und mehr CO₂-Emissionen.

■

dNE reduzieren den Redispatch-Bedarf nur teilweise und lösen selbst bei kleinen Preisen enorme Marktreaktionen aus

Der Studie zufolge könnten dynamische Netzentgelte das Redispatch-Volumen im Idealfall – sprich bei voller Vorhersehbarkeit des Engpasses – lediglich um 5 bis 63 Prozent senken. Bei eingeschränkter Vorhersehbarkeit von Netzengpässen fällt die Entlastungswirkung mit maximal 58 Prozent geringer aus.

Die Ergebnisse haben außerdem gezeigt, dass selbst kleine Preisunterschiede zu enormen Erzeugungsverschiebungen kommen, die deutlich größer als der Redispatch-Bedarf ist. Bereits im Szenario mit niedrigen dynamischen Netzentgelten zeigen die Berechnungen für das Jahr 2037 eine ausgelöste Erzeugungsverschiebung von 54 TWh, was deutlich über dem Redispatch-Volumen von 19 TWh liegt, welches die Analysten in ihrem Basisszenario ohne dynamische Netzentgelte annehmen.

Das Problem der Überreaktion wird zusätzlich dadurch verstärkt, dass PV- und Windanlagen ähnliche Grenzkosten aufweisen. Liegt das dNE über dem Vermarktungserlös, regeln alle Anlagenbetreiber gleichzeitig ab, weshalb eine gezielte Mengensteuerung – anders als beim Redispatch – bei dNE nicht möglich ist.[

■

Während Einspeisungen aus Erneuerbaren abnehmen, steigen Strompreis und CO2-Emissionen an

Die Überreaktion des Marktes führt zu fehlenden Strommengen aus Erneuerbaren, wodurch diese aus thermischen Kraftwerken oder den Stromimport aus dem Ausland ausgeglichen werden müssen. Die Verlagerung der Erzeugung von Erneuerbaren zu thermischen Kraftwerken führt in 5 der 6 betrachteten Szenarien zu einer Grundlastpreiserhöhung von bis zu 17%. Lediglich in einem Szenario hat es keine Auswirkungen. Ursache für die Strompreiserhöhung ist, dass thermische Kraftwerke mit höheren Erzeugungskosten einhergehen und somit das Strompreisniveau anheben. Zusätzlich führen mehr thermische Kraftwerke zu bis zu 20% höheren CO2-Emissionen. Damit wirken dNE den klimapolitischen Zielen entgegen.

■

dNE haben hohe Verteilungseffekte zur Konsequenz

Die Autoren kommen zu dem Schluss, dass durch die Einführung von dNE deutliche Verteilungseffekte zwischen Regionen und Marktakteuren entstehen. Kosten und Erlöse würden sich regional stark verschieben, was nach Einschätzung der Analysten Risiken für Investitionen, Akzeptanz und die Attraktivität einzelner Standorte mit sich bringt. Besonders betroffen sind Regionen mit vielen erneuerbaren Energien und begrenzter Netzkapazität, was insbesondere in Norddeutschland vorzufinden ist.

Als Resultat müssten im ersten Schritt Onshore- und Offshore-Windkraftanlagen mit erheblichen Mindererlösen rechnen. Für Onshore-Windenergie prognostiziert Aurora regionale Erlösrückgänge von bis zu 70 Prozent, beim Offshore-Wind von bis zu 67 Prozent. Photovoltaikanlagen wären zunächst weniger stark betroffen, ab 2037 erwartet Aurora jedoch auch hier deutlichere regionale Auswirkungen mit Mindererlösen von bis zu 45 Prozent in Regionen mit starkem PV-Ausbau und Netzengpässen.

Während Erzeuger in stark belasteten Regionen daher erhebliche Erlöseinbußen erwarten, werden Verbraucher in den meisten Regionen mit höheren Gesamtkosten konfrontiert.

■

Speicher reagieren mit deutlich mehr (Ent-)Ladevorgängen auf kleine Preisschwankungen

Neben Einspeisern wurden in der Studie auch die Auswirkungen auf Speicher betrachtet. Dabei zeigt sich, dass auch Speicher bereits auf niedrige dNE deutlich reagieren, wodurch operative Unsicherheiten und Investitionsrisiken steigen. Die Strommarktszenarien mit dNE zeigen deutliche Veränderungen in den Lade- und Entlademustern der Speicher. Dadurch wird der Speichereinsatz insgesamt volatiler und weniger planbar. Für Speicherbetreiber erschwert dies die Prognose künftiger Erlöse und erhöht somit sowohl Investitions- als auch Finanzierungsrisiken.

■

Fazit

Die Absicht der BNetzA, Marktentscheidungen näher an die Netzrealität heranzuführen, ist grundsätzlich richtig. Einspeiser haben einen wesentlichen Einfluss auf die Netzauslastungen und müssen somit allein aus Fairness-Gründen zukünftig an den Kosten beteiligt werden, in dem sie genauso wie Verbraucher Netzentgelte bezahlen. Ob dynamische Netzentgelte jedoch das richtige Instrument sind, darf durchaus bezweifelt werden.

Dynamische Netzentgelte führen offensichtlich nicht direkt zu verringerten Kosten bei Verbrauchern. Die Studie zeigt, dass die EE-Erzeugung durch das Netzentgeltsignal teilweise reduziert wird, dafür jedoch teurere thermische Erzeugung anspringt und zu höheren Großhandelspreisen führt. Damit führt ein Instrument, das Verbraucher durch eine breitere Zahlerbasis eigentlich entlasten soll, letztlich auf indirektem Weg zu höheren Stromkosten.

Auch ist die Umsetzung von dNE mit großen Aufwänden verbunden. Diese gehen mit zusätzlichen personellen und IT-Ressourcen einher und sind deshalb nur bei einer spürbaren positiven Wirkung auf das Engpassmanagement zu rechtfertigen. Bisher fehlt jedoch noch eine detaillierte Kosten-Nutzen-Analyse, um derart erhebliche Eingriffe wie dNE in der Netzentgeltsystematik und -abrechnung final zu bewerten.

Eine Alternative zu den dNE könnten kapazitätsabhängige Netzentgelte sein. Innerhalb einer angemeldeten Kapazität gilt ein Basispreis, bei Überschreitung dieser Kapazität greift ein höherer Preis.

Grundsätzlich ist in der Studie kritisch zu bewerten, dass Verbraucher – und damit eine zentrale Variable dynamischer Netzentgelte – weitgehend ausklammert. In die Analyse einbezogen werden lediglich Speicher, während flexible Verbrauchstechnologien wie E-Autos oder Wärmepumpen unberücksichtigt bleiben. Auch bezieht sich die Studie auf höhere Netzebenen. In einem Pilotprojekt von UnternehmerTUM Energy beispielsweise wurden durchaus auch für Verbraucher positive Auswirkungen der dynamischen Netzentgelte identifiziert, da sich hier für die teilnehmenden Kunden eine durchschnittliche Ersparnis von 2 Cent pro Kilowattstunde ergab.

■

Quellen:

Aurora_dynamische Netzentgelte

Dynamische Netzentgelte im Praxistest: Wie… | UnternehmerTUM