Fazit: Ja oder nein zum Split?
Abb. 3 Dynamische Effizienz und Einschränkungen Bild: EWI
Inwiefern die positiven oder negativen Wohlfahrtseffekte einer Teilung überwiegen, lässt sich aufgrund der kurzfristigen wie auch langfristigen praktischen Einschränkungen schwer beurteilen. Die existierende Literatur deutet jedoch darauf hin, dass eine Teilung insgesamt eher nachteilige Effekte für die Wohlfahrt auf dem Strommarkt haben dürfte. Jedoch bestehen weiterhin Forschungslücken zu den Wohlfahrtseffekten einer Teilung. Außerdem geht eine Teilung mit signifikanten administrativen Kosten einher und der Umstellungsprozess selbst dürfte sich über mehrere Jahre erstrecken.
Welche Alternativen existieren?
Aktuell versucht die deutsche Regierung über die in einem verpflichtenden Aktionsplan [4] festgelegten Maßnahmen, den Verpflichtungen zum interzonalen Stromhandel nachzukommen. Dieser Aktionsplan baut neben dem Netzausbau auf technische Lösungen wie dem Einsatz von Phasenschiebern. Darüber hinaus existieren regulatorische Maßnahmen, die lokale Anreize für netzdienliche Investitionen setzen können. Hierzu zählen u.a. zeitlich und regional differenzierte Netzentgelte, eine regionale Steuerung von Investitionen in Erzeugungs- und Verbrauchstechnologien mittels Förderprogrammen, sowie flexible Lasten im Engpassmanagement.
Regional differenzierte Netzentgelte können beispielsweise eine netzdienliche Lokalisierung von Verbrauchern über die Höhe und Struktur der Netzentgelte anreizen. So entstünden insbesondere für Großverbraucher finanzielle Anreize, sich in systemdienlicheren Regionen zu verorten. Hierunter fallen etwa auch aktuelle Vorhaben zu Anpassungen in der Erhebung von Baukostenzuschüssen.
Eine regionale Steuerung von Investitionen mittels Förderprogrammen kann Erzeuger, Speicher und Verbraucher betreffen. Über Bonus/Malus-Systeme oder Quoten könnten finanzielle Anreize für einen netzdienlicheren Zubau von erneuerbaren Energien, Gaskraftwerken, Großspeichern oder auch Elektrolysekapazitäten geschaffen werden.
Zuletzt könnten regionale Flexibilitäten vermehrt in das Engpassmanagement einbegezogen werden, um die Redispatchkosten zu mindern und Engpasssituation zu vermeiden. Die zentrale Unwägbarkeit hierbei liegt allerdings in einer anreizkompatiblen, fairen und ökonomisch sinnvollen Entschädigung für den entgangenen Stromverbrauch.
Inwiefern diese alternativen Maßnahmen geringere Wohlfahrstverluste als eine Gebotszonenteilung nach sich ziehen könnten, lässt sich aktuell nicht abschließend empirisch belegen und ist Gegenstand zukünftiger Forschung. Jedoch werden auch unter einer Gebotszonenteilung Instrumente zur regionalen Steuerung der Investitionen innerhalb einer Zone erforderlich sein.
Quellen
[1] Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER), ACER’s Decision on the alternative bidding zone cofigurations to be considered in the bidding zone review process. Ljublijana 2022. eepublicdownloads.blob.core.windows.net
[2] Europäische Union, Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung). Brüssel 2019. eur-lex.europa.eu
[3] Energiwirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI), Gebotszonensplit in Deutschland: Worum geht es?. Köln 2025. ewi.uni-koeln.de
[4] Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWK), Aktionsplan Gebotszone. Berlin 2019 bmwk.de
M. Dressler, Research Associate, M. Lange, Research Associate, Dr. P. Schnaars, Manager, Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln gGmbH (EWI), Köln
ewi.uni-koeln.de
M. Dressler, Research Associate, M. Lange, Research Associate, Dr. P. Schnaars, Manager, Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln gGmbH (EWI), Köln