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Regionen mit besonders vielen Solar- und Windparks oft mit besonders hohen Strompreisen. Neugestaltung des Strommarktes könnte Widerspruch beheben. Bundesregierung will zunächst die Netzentgelte reformieren.

Sonne und Wind liefern Energie und schicken keine Rechnung. Demnach müsste Solar- und Windstrom immer preisgünstiger werden, wenn der Markt für Solar- und Windenergieanlagen weiter wächst und die Preise sinken. Vor allem in Regionen, in denen Solar- und Windstrom geradezu im Überfluss erzeugt wird, wären niedrige Strompreise zu erwarten. Doch so einfach ist es nicht.

Der Grund dafür liegt im sogenannten Strommarkt-Design. Der deutsche Strommarkt ist so gestaltet, dass an der Strombörse in Leipzig für ganz Deutschland ein einheitlicher Großhandelsstrompreis ermittelt wird. Strom wird hier so gekauft und verkauft, als ob er ohne technische Beschränkungen von einem beliebigen Windpark im Norden und Osten an jedes Industrieunternehmen im Südwesten geliefert werden könnte.

Diese Marktgestaltung entspricht allerdings nicht der technischen Wirklichkeit: Denn in den deutschen Stromnetz-Regionen stellen sich immer wieder sehr unterschiedliche Verhältnisse von Angebot und Nachfrage ein.

Strom-Überschüsse und Leitungsengpässe

Im Norden und Osten gibt es oft einen hohen Überschuss an Solar- und Windstrom, während die großen Verbrauchszentren im Südwesten eher einen Strommangel verzeichnen. Der Überschuss-Strom müsste nun also in die Mangelregion transportiert werden. Doch diesem umfangreichen Stromtransport stehen Leitungsengpässe im überregionalen Höchstspannungs-Netz entgegen, die nur sehr langsam und zu hohen Kosten behoben werden können.

Damit die Strombörse dennoch einen einheitlichen Großhandels-Strompreis für alle deutschen Netzregionen ermitteln kann, müssen diese Engpässe in der technischen Wirklichkeit ausgeglichen werden.

Dazu dient vor allem der Redispatch. Dieses Instrument ermöglicht den virtuellen Stromtransport über einen Leitungsengpass, wenn im Großhandel wieder einmal mehr Strom verkauft worden ist, als über die vorhandenen Leitungen tatsächlich transportiert werden kann.

Beim Redispatch fahren Marktkraftwerke, die sich vor dem Engpass befinden, ihre Stromeinspeisung herunter. Hinter dem Engpass heben gleichzeitig andere Marktkraftwerke ihre Stromeinspeisung an. Reichen die dafür eingesetzten in- und ausländischen Marktkraftwerke dafür nicht aus, kommen auch noch in- und ausländische Reservekraftwerke zum Zug.

Für diese Aktionen erhalten die Betreiber der Markt- und Reservekraftwerke spezielle Vergütungen. Unterstützt wird diese Praxis außerdem durch geeignete Börsengeschäfte im Strom-Großhandel, die im Fachenglisch als Countertrading bezeichnet werden.

Ein weiteres Instrument, mit dem der deutsche Strommarkt und die Netze stabilisiert werden, ist das Einspeisemanagement für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und aus Anlagen mit Kraftwärme-Kopplung. Dabei regeln Netzbetreiber die Stromeinspeisung aus diesen Anlagen gegen Entschädigung ab, wenn es regionale Netzengpässe gibt.

Redispatch, Countertrading und Einspeisemanagement dienten ursprünglich vor allem dem Zweck, kleinere Unregelmäßigkeiten in den Netzen und Systemen auszugleichen und so die technische Sicherheit zu gewährleisten. Deshalb wurden sie von der Bundesnetzagentur zunächst unter dem Sammelbegriff "Netz- und Systemsicherheit" zusammengefasst.

In den vergangenen Jahren hat sich der Zweck dieser Maßnahmen allerdings zunehmend dahin verschoben, die wachsenden Engpässe im Höchstspannungsnetz auszugleichen.

Näher an die Wirklichkeit

Auch die Kosten dafür stiegen rasant: Im Jahr 2017 hatten sie mit 1,51 Milliarden Euro einen Rekordstand erreicht. Danach gingen sie bis zum Jahr 2019 auf 1,3 Milliarden Euro zurück, weil die Instrumente verbessert wurden und eine neue Höchstspannungs-Leitung zwischen Thüringen und Bayern in Betrieb gehen konnte. Im Jahr 2020 stiegen die Kosten wieder auf 1,4 Milliarden Euro an.

Die Bundesnetzagentur hat sich nun mit der Namensgebung an die Wirklichkeit angenähert: Sie erfasst die Maßnahmen zum Ausgleich der Engpässe inzwischen unter dem Sammelbegriff "Netzengpassmanagement". Bezahlt werden diese Engpasskosten von den Stromkunden: Sie fließen zunächst in die Netzentgelte ein, die wiederum auf die Strompreise für die Endkunden umgelegt werden.

Die Netzentgelte selbst sind noch einmal ein sehr spezielles Thema. Sie sind in den verschiedenen deutschen Regionen sehr unterschiedlich hoch. Das liegt vor allem daran, dass die regionalen Verteilnetze sehr unterschiedlich hohe Kosten verursachen. Diese Kosten preisen die regionalen Netzbetreiber ebenfalls in die Netzentgelte ein.

Regionale Fehlanreize

Besonders hoch sind die Netzentgelte oft in den Regionen, in denen schon viele Wind- und Solarparks gebaut worden sind. Um sie anschließen und den erzeugten Strom aufnehmen zu können, müssen die regionalen Netzbetreiber ihre Leitungen ausbauen. Das dafür notwendige Geld holen sie sich ebenfalls über die Netzentgelte von den Endkunden zurück.

In Nord- und Ostdeutschland mussten die Netze besonders stark ausgebaut werden, damit sie den vielen Strom aus erneuerbaren Energien aufnehmen und transportieren können. Gleichzeitig gibt es hier vergleichsweise wenige Unternehmen und Haushalte, die dazu auch noch keinen besonders großen Stromverbrauch haben. Wo Netzbetreiber ihre hohen Netzkosten auf wenige Kunden und kleine Strommengen umlegen müssen, entstehen hohe Netzentgelte. Diese hohen Netzentgelte gehen in die Strompreise ein und machen sie teuer.

So sind die durchschnittlichen Netzentgelte für Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden in den nördlichen und östlichen Solar- und Windstromländern Schleswig-Holstein, Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern im bundesweiten Vergleich besonders hoch [1]1 [2].

In Regionen, in denen die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien besonders zügig ausgebaut worden ist, gibt es deshalb oft hohe Netzentgelte und damit hohe Strompreise. Der Strompreis bietet damit keinen Anreiz, den regional erzeugten Strom auch regional zu verbrauchen.

Skandinavische Alternative

Solche regionalen Ungleichgewichte bei Stromverbrauch und Stromproduktion, die mit Netzengpässen verbunden sind, gibt es auch in anderen Ländern. In Skandinavien sind deshalb schon vor vielen Jahren regionale Strompreis-Zonen eingeführt worden.

In Preiszonen, in denen ein hoher Stromverbrauch einem geringen Stromangebot gegenübersteht, ermittelt die skandinavische Strombörse Nord Pool eher hohe Großhandelspreise. Im Fall von Preiszonen, in denen viel Strom produziert, aber wenig verbraucht wird, gibt es tendenziell niedrige Großhandelspreise.

Das Preiszonen-System [3] ist dabei so angelegt, dass es sich an die aktuelle Situation des Stromtransports anpassen kann: Gibt es in einem Land viele große Leitungsengpässe, werden mehr Preiszonen festgelegt. Bei wenigen Engpässen sind weniger Preiszonen notwendig. So gibt es in Dänemark derzeit zwei Preiszonen, fünf in Norwegen und vier in Schweden. Finnland, Estland, Litauen und Lettland kommen jeweils mit einer Preiszone aus.

In diesen Ländern hat sich dieses Strommarkt-Design bewährt. Auch in Italien ist es inzwischen eingeführt worden. Die Europäische Kommission sieht regionale Preiszonen ebenfalls als geeignetes Mittel, mit Engpässen im Übertragungsnetz umzugehen. Damit stand sie allerdings zumindest noch bis vor einem Jahr in einem Gegensatz zur offiziellen Position der damaligen Bundesregierung aus CDU/CSU und SPD.

Um die einheitliche Preiszone zu erhalten, hatte sie dieses Ziel sogar in ihren Koalitionsvertrag von 2017 aufgenommen. Dafür hatte sich damals besonders die bayerische CSU eingesetzt, die höhere Strompreise für ihre Heimatregion vermeiden wollte.

Nordländer für regionale Preiszonen

In der aktuellen Energiepreis-Krise verstärken sich nun allerdings die Widersprüche des einheitlichen Strom-Großhandelsmarktes. Im September haben sich die norddeutschen Flächenländer Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern und Niedersachsen deshalb dafür ausgesprochen, mehrere deutsche Strompreis-Zonen einzurichten. Hier wird besonders viel Solar- und Windstrom produziert, der sich in einer regionalen Preiszone dämpfend auf den Strompreis auswirken könnte.

Mit ihrem Vorschlag stießen die Nordländer erwartungsgemäß auf Ablehnung in Bayern. Darüber berichtete [4] die Tagesschau, die sich wiederum auf einen Bericht der Zeitung Welt am Sonntag bezog.

Inzwischen gibt es allerdings auch eine neue Bundesregierung aus SPD, Bündnis90/Grünen und FDP. Das zuständige, nun bündnisgrün geführte Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz lehnt die Einrichtung von mehreren Preiszonen im Strombörsen-Handel nicht mehr grundsätzlich ab. Das ließ Staatssekretär Patrick Graichen im September beim Ostdeutschen Energieforum in Leipzig durchblicken [5]:

Das Thema komme seit zehn Jahren immer wieder mal hoch – und nicht zu Unrecht.

Graichen wies auch darauf hin, dass dieses Thema weiter von der Regulierungsbehörde der Europäischen Union bearbeitet wird. Das sei ein längerer Prozess. Er rechnet damit, dass im Laufe der 2020er Jahre die Frage gestellt werden muss, wie Markt und Netz zusammenwirken, und ob es mehrere Strom-Preiszonen geben sollte. Der Staatssekretär sprach sich für eine nüchterne Sichtweise auf mögliche Preiszonen aus:

Damit kann man leben, ohne dass die Welt zusammenbricht.

Netzentgelt-Reform angekündigt

Das Thema der hohen Netzentgelte in den Schnellausbau-Ländern will Graichen allerdings schon bald angehen. Die aktuelle Situation bezeichnete er als "absoluten Fehlanreiz". Die Logik müsse genau umgekehrt sein: Da, wo viel Strom aus erneuerbaren Energien produziert werde, müsse der Strom günstig sein. Eine entsprechende Netzentgelt-Reform hätten sich die Regierungsparteien in ihrem Koalitionsvertrag vorgenommen.

Darin heißt es2 [6]:

Wir treiben eine Reform der Netzentgelte voran, die die Transparenz stärkt, die Transformation zur Klimaneutralität fördert und die Kosten der Integration der Erneuerbaren Energien fair verteilt.

In Leipzig kündigte Graichen nun an, dass diese Netzentgelt-Reform in dieser Legislaturperiode erfolgreich abgeschlossen werde.

Zuletzt hatte es weitere Reformvorschläge für den Strommarkt gegeben. So schlug der Präsident der Energy Watch Group, Hans-Josef Fell [7], im September auf Telepolis vor, getrennte Strommärkte für Ökostrom einerseits und andererseits für fossile und atomare Energien zu schaffen.

Auch die Deutsche Umwelthilfe [8] forderte kürzlich eine Reform des Strommarktes, bei der die erneuerbaren Energien in den Mittelpunkt gestellt werden. Die bisher gültigen Regeln und Anreize seien für große statische fossile und nukleare Kraftwerke gedacht. Sie müssten durch ein Marktdesign für Erneuerbare abgelöst werden.

URL dieses Artikels:
https://www.heise.de/-7321755

Links in diesem Artikel:
[1] https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Mediathek/Monitoringberichte/Monitoringbericht_Energie2021.pdf?__blob=publicationFile&v=7
[2] https://www.heise.de/tp/features/Reformbedarf-fuer-einen-zukunftsfaehigen-Strommarkt-7321755.html?view=fussnoten#f_1
[3] https://www.nordpoolgroup.com/en/the-power-market/Bidding-areas/
[4] https://www.tagesschau.de/wirtschaft/strom-preise-netzentgelte-bundeslaender-101.html
[5] https://www.stefanschroeter.com/1542-mit-regionalen-strom-preiszonen-geht-die-welt-nicht-unter.html
[6] https://www.heise.de/tp/features/Reformbedarf-fuer-einen-zukunftsfaehigen-Strommarkt-7321755.html?view=fussnoten#f_2
[7] https://www.heise.de/tp/features/Fossiler-Luxusstrom-Markteingriffe-loesen-das-Grundproblem-nicht-7256652.html
[8] https://www.duh.de/presse/pressemitteilungen/pressemitteilung/fuer-die-unabhaengigkeit-von-fossilen-energien-deutsche-umwelthilfe-fordert-reform-des-strommarktes/

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