Dynamische Netzentgelte sollen künftig netzdienliches Verhalten von Energieerzeugungsanlagen anreizen. Die Studie von Aurora Energy Research nimmt die systemischen Nebenwirkungen in den Blick. (Bild: Adobe Stock)
Die Studie zur Einführung dynamischer Netzentgelte und ihren Auswirkungen auf das Stromsystem kommt zu der zentralen Schlussfolgerung, dass sich durch regionale dynamische Netzentgelte der Redispatch nur teilweise reduzieren lässt, sie aber mit starken systemischen Nebenwirkungen einhergehen werden. Die Untersuchung basiert auf der Vorannahme, dass dynamische Netzentgelte auf regionaler Ebene in 22 Regionen eingeführt werden. Unter dem Aspekt begrenzter räumlicher Granularität wurden unterschiedliche Ausgestaltungsvarianten analysiert.
Anlass der Studie ist die von der Bundesnetzagentur angestrebte Reformierung der Netzentgelte zum 31.12.2028 innerhalb der Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes). Laut aktuellem Diskussionsstand sollen die Neufestlegung der Netzentgelte transparent, marktgerecht, flexibel und möglichst fair auf die tatsächlichen Netzbelastungen ausgerichtet sein. Dynamische Netzentgelte sollen dabei u. a. eine Anreizfunktion für netzdienliches Verhalten übernehmen.
Zentrale Erkenntnisse
Kernerkenntnisse der von einem Unternehmenskonsortium bestehend aus EnBW, Engie, LEAG, Onyx Power, RWE, Statkraft, Trianel, Uniper und Vattenfall vorgelegten Studie sind, dass solche regionalen dynamischen Netzentgelte zu einer Überreaktion im Marktdispatch führen werden. Bei dynamischen Netzentgelten in Höhe von +/- 10 €/MWh rechnet Aurora 2037 mit Erzeugungsverschiebungen von insgesamt 54 TWh. Im Basiszenario ohne dynamische Netzentgelte geht Aurora von einem Redispatchvolumen von 19 TWh aus. (Als Vergleichsgröße: Laut Energy Charts lag die öffentliche Nettostromerzeugung 2025 in Deutschland inkl. Importsaldo bei 464,4 TWh.)
Idealerweise ist laut Aurora mit dynamischen Netzentgelten eine Reduzierung des Redispatch-Volumes zwischen 5 und 63 % zu erreichen. Ist das Auftreten von Netzengpässen nur eingeschränkt voraussehbar, beträgt die Minderungswirkung maximal 58 % – Grund sind weniger zielgerichtete Preissingale.
Insgesamt rechnet Aurora mit einer sinkenden Einspeisung aus Erneuerbare-Energie-Anlagen und einer Zunahme thermischer Erzeugung, wenn dynamische Netzentgelte zum Zuge kommen. Begründet wird dies mit der Kombination aus einer starken Marktredaktion auf die dynamischen Netzengelte zusammen mit einem weiter hohen Redispatchbedarf. Bei den genannten dynamischen Netzentgelten in Höhe von +/- 10 €/MWh rechnet Aurora 2037 mit einem Rückgang der Erzeugung aus erneuerbaren Energien von 14 TWh. Im Basisszenario ohne dynamische Netzentgelte würde die netzbedingte Abregelung lediglich 7 TWh entsprechen.
Die erhöhte thermische Erzeugung würde auch auf die Strompreise durchschlagen. Mit dynamischen Netzentgelten würde eine kostenbasierte Ausgestaltungsvariante den Grundlastpreis um 13 % gegenüber dem Basisszenario erhöhen. Die thermische Erzeugung würde zudem zu steigenden CO₂-Emissionen führen. Hier geht die Studie von einem Anstieg um 26 % im Jahr 2029 und 22 % im Jahr 2037 im Vergleich zum Basisszenario aus. Mit der Mehrproduktion thermischer Anlagen wären zudem Wohlfahrtsverluste verbunden, die Aurora in seiner kostenbasierten Ausgestaltungsvariante dynamischer Netzentgelte im Jahr 2029 mit 1,1 bis 1,6 Mrd. € beziffert.
Verteilungseffekte
Mit Einführung dynamischer Netzentgelte würden sich Kosten und Erlöse zwischen Regionen und Akteuren verschieben. Aurora geht davon aus, dass aus den Verteilungseffekten Risiken für Investitionen und Akzeptanz erwachsen. So erwartet Aurora eine regionale Konzentration von Effekten, die Einfluss auf die Standortattraktivität haben werden. Eine Minderung erneuerbarer Energien würde insbesondere die norddeutschen Regionen und dort insbesondere Onshore- und Offshore-Wind betreffen. Photovoltaik wäre anfangs weniger betroffen, ab 2037 erwartet auch dort Aurora stärkere regionale Effekte.
Aurora gibt zu bedenken, dass mengengewichtete dynamische Netzentgelte innerhalb eines Jahres um bis zu 64 €/MWh schwanken können. Daher würden sie Regionen mit hoher Windkonzentration und begrenzter Leistungskapazität stärker belasten. Im Einzelnen geht Aurora bei Onshore-Wind von Mindererlösen von bis zu 70 % in norddeutschen Regionen aus, während in anderen Regionen Mitnahmeeffekte erzielt würden, ohne dass dort Anlagen zur Minderung des Redispatchs beitragen. Beim Offshore-Wind rechnet Aurora mit Mindererlösen von 67 %. Bei der Photovoltaik prognostiziert Aurora bis 2037 regionale Mindererlöse von bis zu 45 % in Ausbau-Hotspots. Auch hier erwartet Aurora in anderen Regionen Mitnahmeeffekte ohne Beitrag zur Redispatch-Entschärfung.
Mit Blick auf die Verbraucherseite sieht Aurora ein inverses Muster, kommt aber zu dem Schluss, dass die Belastung insgesamt steigt. Von negativen dynamischen Netzentgelten würden in wenigen Regionen Verbraucher mit Bandlastabnahme profitieren. Mehrheitlich würden dynamische Netzentgelte zu höheren Kosten führen. Im Westen und Südwesten Deutschlands rechnet Aurora mit bis zu 26 €/MWh Mehrkosten. Dies würde sich in einem höheren Großhandelspreis in allen Regionen niederschlagen.
Die Aurora-Studie ist hier abrufbar: statkraft.de