Praktische Einschränkungen in der kurzen Frist

Aktuelle Studien zeigen, dass eine Teilung das Redispatchvolumens kurzfristig senken könnte. Eine vollständige Reduktion scheint allerdings nicht möglich, da innerhalb der beiden Gebotszonen weiterhin Netzengpässe auftreten können. Redispatch findet auf Basis einer komplexen Kosten-Nutzen-Analyse statt, wodurch sich die Effekte eines Splits auf Redispatchkosten und -volumen schwer abschätzen lassen, was wiederum die Einschätzung der Kostensenkungspotenziale erschwert. Außerdem würden die Wohlfahrtseffekte einer Teilung wesentlich von der innerdeutschen Handelskapazität abhängen, welche sich wiederum nach den in der lastflussbasierten Marktkopplung bestimmten Parametern richtet (siehe Abb. 3).

Ferner ist weitestgehend unerforscht, inwiefern der deutsche Gebotszonensplit ungeplante Ringflüsse reduzieren kann. Diese ungeplanten Ringflüsse reduzieren die handelbaren Übertragungskapazitäten mit den angrenzenden Gebotszonen bislang und reduzieren Markteffizienz und Wohlfahrt. Die Preiseffekte würden auf die jeweiligen Zonen mit schwer abschätzbaren Disruptionen auf die Dispatchentscheidungen von Erzeugern wirken. So könnte beispielsweise die Reduktion des durch Redispatch abgeregelten Windstroms teilweise durch verstärkte marktliche Abregelungen kompensiert werden. Inwiefern die bislang modellierten potenziellen Preisdifferenzen einen Split rechtfertigen, ist streitbar. Die meisten Simulationen zeigen, dass lediglich geringe mittlere Preisdifferenzen auftreten könnten. Dadurch ist fraglich, ob einige Ziele wie eine räumliche Steuerung von Neuinvestitionen erreichbar sind. 

Akkurate Investitionssignale in der langen Frist

Neben einer Verringerung des Redispatchbedarfs könnte eine Teilung der deutschen Gebotszone dazu führen, dass sich Neuinvestitionen an den unterschiedlichen Marktpreisen und damit teilweise an bestehenden Restriktionen des Netzes orientieren. Da der Strompreis im Süden steigen würde, entstünde ein Anreiz, dort eher Erzeugungskapazitäten zuzubauen. Im Norden könnten Verbraucher hingegen günstiger Strom beziehen. Zudem könnte die Preisvolatilität beider Zonen steigen, was sich positiv auf die Wirtschaftlichkeit und somit den Zubau von Stromspeichern auswirken könnte.

Praktische Einschränkungen in der langen Frist

In der Praxis existieren einige Effekte, welche die Wirkung der regionalen Investitionsanreize einschränken. Eine zentrale Einschränkung ergibt sich hierbei aus der möglicherweise zeitlich und räumlich instabilen Zonenkonfiguration. Diese ist im Wesentlichen durch drei Dynamiken geprägt: 

• Eine Teilung führt zu einer Preisdifferenzierung zwischen den Zonen, wodurch regionale Investitionsanreize in Erzeugungstechnologien entstehen. Mit zunehmenden Erzeugungszubau im Süden und einem höheren Verbrauch im Norden reduzieren sich Preisdifferenzen und somit regionale Investitionsanreize über diesen Zeitraum. 
• Durch den bereits in Umsetzung befindlichen innerdeutschen Netzausbau erhöht sich im Zeitablauf auch die Handelskapazität zwischen beiden Zonen, wodurch sich die Preise zunehmend angleichen. 
  Es ist nicht auszuschließen, dass es durch die beschriebenen Dynamiken zu einer erneuten Anpassung der Gebotszonen kommt, was die Investitionsunsicherheit für Investoren wiederum erhöht.

Die Lokalisierung von Erzeugungs- und Verbrauchsstrukturen wird neben dem Strompreis von weiteren ökonomischen und regulatorischen Faktoren beeinflusst.

Zu diesen regulatorischen Faktoren zählt insbesondere die Förderung erneuerbarer Stromerzeugung über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Da den Erzeugern hierdurch ein bestimmter Erlös garantiert wird, wirken die Preisanreize nur beschränkt auf die Investitionsentscheidung der Erzeuger (und auch nur für Anlagen in der geförderten Direktvermarktung). Selbst wenn sich dieses Problem durch eine Anpassung der Fördersystematik ausgleichen ließe, könnten die EEG-Kosten deutlich steigen. 

Auch Verbraucher wären nur abgeschwächten Preissignalen ausgesetzt, da der Endkundenpreis neben dem Großhandelspreis von Strom von weiteren Bestandteilen (Netzentgelte sowie staatliche Abgaben und Umlagen) abhängt. Die Preisunterschiede zwischen beiden Zonen würden zudem nur in bestimmten Stunden auftreten, wovon der Großteil der Verbraucher aufgrund aktuell vorherrschender statischer Tarifstrukturen nicht direkt betroffen wäre. 

Darüber hinaus setzt eine Zweiteilung der Zone keine Anreize für eine netzdienliche Lokalisierung von Erzeugung und Verbrauch innerhalb der jeweiligen Zonen. Folglich werden weiterhin keine Anreize zum Abbau des Redispatches innerhalb der Zonen gesetzt und neue Engpässe könnten innerhalb der Zonen entstehen. Einerseits erhöht ein Split zudem die marktlichen Unsicherheiten für Investoren, beispielsweise aufgrund höherer Preisvolatilitäten oder unsicherer zukünftiger Zonenkonfiguration, andererseits bleiben derzeitige Investitionsunsicherheiten wie Mengen- und Preisrisiko für Investoren bestehen.