Von Julian Korb
Mit unterschiedlichen Stromgebotszonen ist es so eine Sache: Auf dem Papier können sie Strompreise verringern. Aber in der praktischen Umsetzung lauern Fallstricke. Auch deshalb haben sich die Bundesnetzagentur unter Chef Klaus Müller und das Bundeswirtschaftsministerium unter Minister Robert Habeck (Grüne) bislang dagegen ausgesprochen.
Im Koalitionspapier von Union und SPD heißt es, die Teilung der einheitlichen Strompreiszone wird abgelehnt. Zumal der Widerstand aus den süddeutschen Bundesländern, wo höhere Preise zu befürchten wären, enorm ist. Die Landesregierungen von Baden-Württemberg und Bayern haben sich bislang vehement gegen die Teilung positioniert.
Aber: Die sogenannten Redispatchkosten, um Instabilitäten im Stromnetz zu verhindern, bleiben hoch. Und der Netzausbau kommt nicht hinterher. Das führt zu der absurden Folge, dass im Norden teilweise Windräder abgeschaltet und im Süden Gas- oder Kohlekraftwerke hochgefahren werden, um den jeweiligen regionalen Verbrauch zu treffen.
Redispatch immer teurer
Die Denkfabrik Agora Energiewende, die oft als "grün" bezeichnet wird, tatsächlich aber unterschiedliche Strömungen in der Energiewirtschaft vertritt, hat sich in einer neuen Studie nun mögliche Lösungen für das Dilemma angeschaut. Und kommt zum Ergebnis: Lokale Strompreise hätten viele Vorteile gegenüber einer einheitlichen Preiszone.
Gemeinsam mit dem Fraunhofer-Institut IEE hat Agora Energiewende demnach herausgefunden, dass lokale Preiszonen im Jahr 2023 die Stromkosten für Unternehmen und Haushalte im Bundesdurchschnitt um gut 6 Euro pro Megawattstunde (MWh) hätten senken können. Und der Preisvorteil soll sich durch mehr flexible Verbraucher und Speicher sowie dem Ausbau der Erneuerbaren weiter verstärken.
Auch die Kosten für den Redispatch, also Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken durch die Netzbetreiber, würden so deutlich sinken. Die Redispatch-Kosten betragen jährlich bereits mehr als drei Milliarden Euro. Im vierten Quartal 2024 waren sie auf einen neuen Rekordhöchststand seit der Energiekrise angestiegen. Laut den Studienautoren könnten die Kosten zudem in den kommenden Jahren weiter anwachsen.
Bis zu 22 lokale Preiszonen
Doch was schlagen die Studienautoren genau vor? Die Studie hat drei Szenarien verglichen: eine einheitliche Preiszone, einen Split in drei Preiszonen und eine Differenzierung in 22 lokale Preise. Wenige große Preiszonen könnten demnach weiterhin "erhebliche Netzengpässe" verursachen und bergen laut den Autoren das Risiko späterer Zonen-Neuzuschnitte. Dagegen seien lokale Preise tendenziell von Vorteil, um die Marktakteure möglichst zielgenau zu informieren und Redispatch-Maßnahmen vorzubeugen, heißt es.
Die Studienautoren haben deshalb Modellrechnungen mit bis zu 22 lokalen Preiszonen unter Verwendung der realen Strommarktdaten für die Jahre 2019 bis 2023 durchgeführt. Das Ergebnis: Im Jahr 2023 wären in 18 von 22 lokalen Preiszonen die Preise um bis zu 33 Euro pro MWh geringer gewesen als im derzeitigen System mit einer einheitlichen Preiszone. Die Preissteigerungen in den übrigen vier Zonen lagen bei unter 2 Euro pro MWh. Deutschlandweit lag der Kostenvorteil 2023 im Durchschnitt bei den bereits erwähnten 6 Euro pro MWh.
Steigende EEG-Kosten – aber auch Einnahmen
Allerdings: Im Zuge dessen würden zwar die Markterlöse für Erzeuger sinken – insbesondere die der Windenergie im Norden, die dann lokal zu niedrigeren Preisen verkauft werden müsste; hierdurch stiege dann der Zuschussbedarf über das EEG-Konto. Allerdings zeigen die Berechnungen, dass die betrachteten energiewirtschaftlichen Effizienzgewinne bereits in den vergangenen Jahren den steigenden Förderbedarf leicht übertrafen.
Zusätzlich würde das System Anreize für einen am Verbrauch ausgerichteten, netzdienlichen Ausbau von Erzeugungskapazitäten setzen – vorwiegend in den großen Verbrauchsregionen des Südens.
Ein System lokaler Preise würde zusätzlich zu Einnahmen führen, die durch den Stromtransport zwischen den jeweiligen inländischen Zonen beziehungsweise Netzknoten entstehen. In den letzten fünf Jahren hätten die Übertragungsnetzbetreiber jährlich durchschnittlich 1,2 Milliarden Euro an solchen Engpassrenten erzielen können, heißt es. Diese zusätzlichen Mittel könnten genutzt werden, um Nachteile für einzelne Großverbraucher in der Industrie auszugleichen, so die Studienautoren.
Lokale Investitionen anreizen
Unabhängig von der Aufteilung der Stromgebotszone wird es laut den Studienautoren in den kommenden Jahren wichtiger, das große Potenzial von Wärmepumpen, E-Autos, Elektrolyseuren und Speichern für das Stromsystem zu nutzen. Dafür brauche es ein Instrument wie lokale Preise, das Verbrauchern ermöglicht, von günstigen Strompreisen zu profitieren und das gleichzeitig die Versorgungssicherheit stärkt. Ein erster Schritt auf dem Weg zu einem solchen System könnte demnach eine Ergänzung der Preiszone um lokale Investitionssignale etwa für Kraftwerke und Elektrolyseure sein.
"Auch wenn der Koalitionsvertrag an einer einheitlichen Strompreiszone festhält, sollte die künftige Bundesregierung zeitnah ein Zielbild für einen lokal differenzierten Strommarkt erarbeiten", sagt Agora-Geschäftsführer Markus Steigenberger. Dazu gehöre eine mit den europäischen Partnern abgestimmte "Roadmap zur Umsetzung lokaler Preise".
Entscheidung der europäischen Netzbetreiber
Die Veröffentlichung der Studie ist wohl bewusst gewählt. Klar ist, dass die Debatte mit der Veröffentlichung des sogenannten Bidding Zone Reviews durch die europäischen Übertragungsnetzbetreiber erneut an Fahrt aufnehmen wird. Die Empfehlung ist nach mehrfacher Empfehlung für Montag, den 28. April, angekündigt. Sollte sich der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) darin für unterschiedliche Preiszonen aussprechen, wird es für Deutschland schwer, an der einheitlichen Zone mit Luxemburg festzuhalten.
Zumal auch der Druck aus Skandinavien hoch ist, endlich etwas an der Schieflage zu ändern. Im vergangenen Winter drohte die schwedische Energieministerin Ebba Busch sogar, die Stromleitung nach Deutschland zu kappen. Vordergründig ging es da um die abgeschalteten Atomkraftwerke. An zweiter Stelle aber auch um die Stromgebotszone.
Denn die hohe Verfügbarkeit grünen Stroms in Norddeutschland schlägt sich bisher nicht in einem niedrigen Börsenstrompreis nieder. Schweden, das selbst in vier Strompreiszonen unterteilt ist, kann so mit dem deutschen Norden keinen günstigen Handel treiben, obwohl genügend Windstrom vorhanden wäre.
Deutschland im Fokus
Im Rahmen der sogenannten Bidding Zone Review (BZR) sollen die europäischen Übertragungsnetzbetreiber eine Empfehlung veröffentlichen, wie die Gebotszonen des europäischen Strommarktes am besten rekonfiguriert werden können. Die Neuaufteilung soll dafür sorgen, dass der Markt besser funktioniert und Netzengpässe verringert werden.
Deutschland steht dabei besonders im Fokus, da der größte Strommarkt Europas mit Netzengpässen beim Stromtransport von Nord nach Süd zu kämpfen hat. Andere Länder, deren Preiszonen in der aktuellen Überprüfung auf dem Prüfstand stehen, sind Frankreich, die Niederlande, Italien und auch Schweden.
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