Sie sind so etwas wie die Königsdisziplin im künftigen Netzentgeltsystem und dürften so manchem Stromnetzbetreiber schon jetzt Schweißperlen auf die Stirn treiben. Um Stromerzeuger, Speicher und Verbraucher zu einem netzdienlicheren Verhalten zu bewegen, will die Bundesnetzagentur ab 2029 schrittweise dynamische Netzentgelte einführen. Mancher Branchenexperte spricht bereits von einer Auflösung der bundesdeutschen Strompreiszone durch die Hintertür.
Zur Debatte steht eine tägliche Veröffentlichung von viertelstunden- und netzgebietscharfen Entgelten für den Folgetag. Für Stadtwerke wäre das alles andere als eine einfache Fingerübung.
"Nicht alle Spannungsebenen kommen auf einmal"
Bei der "Handelsblatt"-Stadtwerketagung beschwichtigte Bundesnetzagentur-Vizepräsidentin Barbie Haller. Ihre Behörde wolle mit Speichern auf höchster Spannungsebene anfangen.
Wann dynamische Netzentgelte auf niedrigeren Spannungsebenen eingeführt würden, sei noch nicht entschieden. "Aber ganz klar ist: Nicht alle Spannungsebenen kommen auf einmal." Sie berichtete von Stadtwerken, die fürchten, schon ab 2029 dynamische Netzentgelte auf ihren Rechnungen ausweisen zu müssen. Denen könne sie sagen: "Das sehe ich nicht."
Neue Studie mit brisanten Erkenntnissen
In den vergangenen Tagen hatte eine neue Studie des Analysehauses Aurora Energy Research die Debatte befeuert. Demnach könnten dynamische Netzentgelte auf den Strommärkten zu Überreaktionen führen.
Die ausgelösten Erzeugungsverschiebungen wären bei Netzentgelten von einem Cent pro Kilowattstunde (kWh) erheblich. Sie würden das sogenannte Redispatchvolumen um ein Vielfaches übersteigen.
Die Autoren nennen konkrete Zahlen. Für das Jahr 2037 würde es zu Erzeugungsverschiebungen im Volumen von 54 Terawattstunden (TWh) kommen, während das vergleichbare Redispatchvolumen ohne dynamische Netzentgelte lediglich 19 TWh betragen würde.
Redispatchmengen nur teilweise reduziert
Aus Sicht der Autoren würden die Redispatchmengen auch nur teilweise reduziert. Unter Annahme vollkommener Voraussicht auf Netzengpässe würden Redispatchmengen um 5 bis 63 Prozent verringert werden. Bei Annahme unvollkommener Voraussicht seien maximal 58 Prozent möglich.
Als Redispatch werden kurzfristige Anpassungen beim Kraftwerkseinsatz bezeichnet, um Engpässe im Stromnetz zu beheben und Überlastungen von Leitungen zu vermeiden. In der Praxis werden auf Höchstspannungsebene zurzeit oftmals Windkraftanlagen in Norddeutschland abgeregelt und dafür konventionelle Kraftwerke in Süddeutschland hochgefahren.
"Wir tun dem System an vielen Stellen einiges Gutes"
Haller verteidigte dagegen die geplante Einführung dynamischer Netzentgelte. Es stimme, dass bei hohen dynamischen Netzentgelten weniger Grünstrom ins Netz komme. "Aber ist das denn schlimm?", fragte sie. "Der Netzausbau wird geschont. Und wenn der Strom eingespeichert wird, kann er zu einem anderen Zeitpunkt verwendet werden." Zudem würden Schwankungen aus dem Netz genommen werden. "Insofern tun wir dem System (...) an vielen Stellen einiges Gutes."
Beim zweiten brisanten Netzentgelt-Thema, der Einführung von Einspeise- und Speicherentgelten, hielt sich Haller bedeckt. Offen ist, wer genau ab 2029 entgeltpflichtig ist.
Streit um Speichernetzentgelte
Möglicherweise betrifft die Regelung auch Speicher, die seit September 2021 in Betrieb gingen. Als Alternativen werden der Dezember 2023 und Januar dieses Jahres gewährt. Die große Frage ist, ab wann der Vertrauensschutz, dass Speicher von Netzentgelten für 20 Jahre befreit werden, nicht mehr gilt.
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Ende Mai bis Anfang Juni wolle ihre Behörde einen ersten Zwischenstand geben, sagte Haller. Dann werde es auch um die Reichweite von Einspeise- und Speicherentgelten gehen. Die Bundesnetzagentur wisse, dass Investoren auf Klarheit warteten. Einen formellen Festlegungsentwurf stellte Haller für den Zeitraum für den Sommer in Aussicht.
