Bidding Zone Review (BZR) - Strompreiszonen für Deutschland

Hallo zusammen :slight_smile:

Aktuell wird in den Medien verstärkt über den Bidding Zone Review (BZR) diskutiert, da die öffentliche Konsultation begonnen hat. Der BZR ist ein Prozess zur Evaluierung und Optimierung der Gebotszonen im europäischen Strommarkt. Dabei werden Netzengpässe, Markteffizienz, die Integration erneuerbarer Energien sowie Kosten und Nutzen für die Marktteilnehmer analysiert, um die Marktstruktur zu verbessern. Derzeit wird diskutiert, Deutschland in bis zu fünf Gebotszonen aufzuteilen.

Der schleppende Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland führt zu einem Anstieg externalisierter Kosten wie dem Redispatch. ÜNB fahren vor allem Kraftwerke im Süden und Westen hoch und Windkraftanlagen im Norden und Osten herunter, wenn die Übertragungskapazitäten nicht ausreichen. Diese Kosten werden über die einheitlichen Übertragungsnetzentgelte auf alle Verbraucher umgelegt. Die Kosten für Redispatch beliefen sich 2023 auf 3,1 Mrd. € und 2022 auf 4,2 Mrd. €. Sie sanken nur, weil die Brennstoffkosten der Kraftwerke gesunken sind. Die Redispatchmenge stieg von 27 TWh im Jahr 2022 auf 34 TWh im Jahr 2023.

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Was hat Redispatch mit Gebotszonen zu tun? Die einheitliche Gebotszone führt dazu, dass der Strom überall in Deutschland gleich teuer ist. Der Preis hängt von Angebot und Nachfrage ab. Wird im Norden viel Windstrom produziert, ist der Strom in ganz Deutschland günstig, was zu höherem Verbrauch führt. Dies überlastet das Übertragungsnetz, da zu viel Strom von Nord nach Süd transportiert werden muss. ÜNB greifen dann ein und regeln Windkraftanlagen im Norden ab, während fossile Kraftwerke hochgefahren werden. Das ist teuer und erhöht die CO2-Emissionen.

Kleinere Gebotszonen bilden die Netzrealität besser ab. Zwischen den Gebotszonen kann nur so viel Strom gehandelt werden, wie transportiert werden kann. Das führt bei geringen Übertragungskapazitäten zu unterschiedlichen Preisen zwischen den Gebotszonen. Bei einer Aufteilung Deutschlands in nördliche und südliche Gebotszonen würden die Preise im Norden sinken und im Süden steigen, die tatsächlichen Kosten würden besser abgebildet und der Redispatchbedarf reduziert. Zudem gäbe es einen Anreiz für Bayern, den Übertragungsnetzausbau nicht mehr zu blockieren.

Der aktuelle Status quo ist defizitär und verteilt die Kosten falsch. Redispatchkosten werden durch den Verbrauch im Süden verursacht und auf ganz Deutschland verteilt. Der Norden und Osten zahlen also mit für den Strom im Süden. Auch die Verteilnetzentgelte belasten den Norden und Osten ungerecht.

Es gibt bisher wenig Verständnis dafür, warum eine Aufteilung Deutschlands in mehrere Gebotszonen sinnvoll sein kann. Ich habe AI genutzt, um zwei Artikel (Pro und Con) aus der FAZ in jeweils fünf Stichpunkten zusammenzufassen. Der Pro-Artikel wurde von Wissenschaftlern und Experten aus der Energiewirtschaft geschrieben, der Con-Artikel hauptsächlich von der Industrie. Meiner Meinung nach ist der Con-Artikel nicht überzeugend und dient nur dem Festhalten am unfairen Status quo.

Pro:

  • Der deutsche Strommarkt benötigt lokale Preise, um regionale Unterschiede im Stromwert zu berücksichtigen und Netzstabilitätsprobleme zu vermeiden.
  • Einheitliche Preise führen zu ineffizienten Marktentscheidungen und hohen Kosten durch zentrale Redispatch-Maßnahmen.
  • Lokale Preise würden Angebot und Nachfrage regional ausgleichen und die durchschnittlichen Stromkosten senken.
  • Investitionen in Regionen mit Stromüberschuss würden gefördert und Abwanderungen ins Ausland verhindert.
  • Andere Länder haben bereits erfolgreich regionale Preissysteme eingeführt, und Deutschland könnte ähnliche Konzepte übernehmen, um wirtschaftliche und klimapolitische Ziele zu erreichen.

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Con:

  • 15 Verbände warnen vor der Aufspaltung der deutschen Stromgebotszone wegen negativer wirtschaftlicher Auswirkungen.
  • Stabilität und Planbarkeit des Strommarktes sind essenziell für Wirtschaft und Verbraucher.
  • Geografische Unterschiede in der Stromerzeugung und -nutzung erfordern Netzlösungen wie Redispatch und Netzausbau.
  • Eine Gebotszonenteilung würde Unsicherheiten und höhere finanzielle Absicherungen verursachen, Investitionen hemmen und den Ausbau erneuerbarer Energien gefährden.
  • Praktische Umsetzungsprobleme und mögliche Abwanderung von Industriebetrieben ins Ausland sprechen gegen die Teilung der Stromgebotszone.

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Sorry, relativ langer Beitrag, daher ein TL;DR:

Es gibt derzeit eine Diskussion, Deutschland in mehrere Stromgebotszonen einzuteilen, um Netzprobleme zu lösen und Kosten zu sparen. Die aktuelle Situation führt zu hohen Kosten durch Redispatch, da das Netz häufig überlastet ist. Kleinere Gebotszonen könnten helfen, diese Kosten zu senken und den Strommarkt effizienter zu machen. Allerdings gibt es auch Bedenken, dass dies negative Auswirkungen auf die Wirtschaft haben könnte.

„Gewerkschaften und Wirtschaftsverbände“, die im zweiten FAZ-Artikel dagegen sind, sind in vielen Belangen strukturkonservativ.

Am Plädoyer für Strompreiszonen haben sich hingegen veritable ökonomische Expertinnen und Experten beteiligt.

Hirth hatte zusammen mit weiteren Forschenden im Januar eine Analyse fürs Kopernikus-Projekt Ariadne (unter Beteiligung des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik) vorgelegt. Die Kernaussagen lauten:

Eine Teilung des deutschen Marktgebietes würde die Marktwerte erneuerbarer Energien beeinflussen. Wind und Photovoltaik (PV) im Süden Deutschlands würden an Wert gewinnen, während Erneuerbare im Norden Erlöse einbüßen würden. Bei einer auch zukünftig stärkeren Konzentration von erneuerbaren Energien im Norden bedeutet dies insgesamt einen höheren Förderbedarf für PV – Wind wäre trotz niedriger Marktwerte in den meisten Regionen wirtschaftlich. Wenn eine regionale Steuerung erreicht werden soll, müsste die auszuzahlende Förderung für neue PV-Anlagen anhand des zonenübergreifenden Referenzmarktwertes berechnet werden. Durchschnittliche Börsenstrompreise würden durch eine Gebotszonenteilung im Süden Deutschlands leicht angehoben und im Norden gesenkt, die Effekte auf Endkundenpreise und damit verbundene Anreize zur Standortwahl von Industrieunternehmen sind allerdings als gering einzuschätzen.

Der Tagespiegel-Redakteur Hanke schrieb kürzlich einleitend in einem Kommentar:

In Erwartung stark steigender Preise hatte die Offshore-Windbranche ehrgeizige Ausbaupläne ohne staatliche Prämien geschmiedet. Der Preisverfall durch eine Teilung der deutschen Strompreiszone würde ihnen einen Strich durch die Rechnung machen. Mehr als 16 Gigawatt würden ohne finanzielle Entschädigung wohl nicht gebaut.

Der „Teufel“ steckt anscheinend im Detail.

Die bereits verlinkten Ariadne-Forschenden (Tiedemann et al. 2024) sehen es so:

Um die regionale Steuerungswirkung einer Gebotszonenteilung aufrechtzuerhalten, empfehlen die Fachleute die Förderung von Neuanlagen im Marktprämienmodell auf Basis des zonenübergreifenden Marktwerts.

Hey @Schnackerio , danke für die Ergänzungen zu den EEG-Bestandsanlagen. Ich hatte leider schon die 5000 Zeichen Grenze für meinen Beitrag erreicht und musste Abstriche machen :sweat_smile: Genau, hier müssten Regeln geschaffen werden, um diese Investitionen nicht im Nachhinein zu benachteiligen.

Für neue marktbasierte Anlagen wie die erwähnten Offshore-Windparks würde sich das Marktumfeld natürlich ändern. Aber es würde den tatsächlichen Wert des Stroms besser widerspiegeln. Eine MWh Onshore-Windstrom in Bayern hat aus Systemsicht einen höheren Wert als eine MWh Offshore-Windstrom. Wenn also eine Gebotszonenaufteilung dazu führt, dass sich Windkraft im Süden mehr lohnt als im Norden, dann ist das genau der gewünschte Effekt. Investitionen sollten dort getätigt werden, wo die Systemkosten (Erzeugung + Transport + Verteilung + Systemdienstleistungen) am geringsten sind. Dass politische Restriktionen wie 10H dem im Wege stehen, ist eine andere Sache und ein Gebotszonensplit würde hier Druck ausüben, diese Regeln anzupassen.

Derartige Bedenken gibt es bei so gut wie jeder Veränderung, die diskutiert wird. Das ist auch unabhängig vom Thema Energie. Ich finde, da wird mittlerweile eine Messlatte angelegt, die gar nicht erfüllt werden kann. An sich ist allen klar, dass der aktuelle Zustand nicht gut ist. Aber anstelle einer wirklichen Veränderung wird lieber alles tot-diskutiert und es kommt eine minimale Veränderung des Status-Quo heraus. Vielleicht bin ich aber auch einfach nur etwas frustriert weil viele Dinge seit langem bekannt sind (mehrere Preiszonen sind ja bereits in den 2010er Jahren von der EU immer wieder angedroht worden, variable Netzentgelte und Tarife auch schon ewig als eine Notwendigkeit angesehen etc.). Aber anstelle eines weitreichenden Eingriffs hat die Politik lieber Dinge wie Netzengpassregionen definiert und das System aus meiner Sicht damit an vielen anderen Stellen weiter durch eine Vielzahl an Regeln verkompliziert, anstatt durch den sinnvolleren Eingriff viel einfachere Signale für den Netzausbau und EE-Ausbau zu setzen.

Abgesehen davon ist es ja auch nicht so, dass so etwas noch nie passiert wäre. Bei der Trennung der Strompreiszone von Deutschland und Österreich gab es auch Protest (vor allem aus Österreich) aber das hat zum einen funktioniert und zum anderen scheint es auch in Österreich danach keinen Wirtschaftseinbruch gegeben zu haben.

Was aber gerade bei der Diskussion der Trennung innerhalb eines Landes immer wieder vernachlässigt wird ist die Auswirkung auf die weiteren Preisbestandteile. Es geht dabei nicht nur um den Strompreis an sich (und auch der darf eigentlich nicht Nord vs. Süd verglichen werden, sondern Nord oder Süd gegen eine gesamte Preiszone), sondern auch um die Einsparungen bei den Netzentgelten durch weniger Redispatch. Dieser Teil wird die Differenz zum dem Preis einer gesamtdeutschen Strompreiszone abpuffern. Das Resultat dürfte sein, dass es im Süden gar nicht so einen dramatischen Preisanstieg gibt.

Meines Wissens zahlt den Redispatch der Übertragungsnetzbetreiber der Region, die die Last umverteilen muss (und gibt die Kosten dann an die Kunden weiter). Da das im Allgemeinen der stromreichere Norden ist, wird es meines Erachtens kein Abpuffern im Süden geben.

Einen guten Eindruck davon wie sich mehrere SPZ auswirken kann eventuell der Blick nach Schweden geben.

In Zone 1 und 2 gibt es wenig Industrie, aber dafür viel kontinuierlich laufende Laufwasserkraftwerke. Der Preis dort ist niedrig (Durchschnitt 2024: 4 ct/kWh) und lockt nun mehr Schwerindustrie in die Region.

Demgegenüber nimmt der Anteil regenerativer Energie in Region 3 und 4 ab und der Anteil AKW Strom zu. Der Preis steigt dort in Zone 3 auf 5 ct/kWh bzw. in Zone 4 auf 6,4 ct/kWh. Insgesamt gibt es ein Nord-Süd Gefälle.

Deutschland wird sich nicht wesentlich anders verhalten. Eine Unterteilung wird für den Süden teurer (nicht unbezahlbar) und die Industrie perspektivisch wieder mehr in den Norden ziehen lassen, wodurch Bayern mehr Platz für Landwirtschaft und PV Felder gewinnt.

Ich befürworte dieses Szenario ganz klar, aber man muss sich gesellschaftlich dessen bewusst sein.

Quelle Energy-Charts.info

Die Kosten für den Redispatch fallen auf der Ebene der Übertragungnetze an. Die Kosten werden auf alle Netzkunden umgelegt, da es auf der ÜNB-Ebene ein einheitliches Netzentgelt in Deutschland gibt. Wenn also die Redispatchkosten durch eine Strompreiszonenteilung erwartbar sinken, dann werden auch die Netzentgelte im Süden geringer sein, als wenn es eine gesamtdeutsche Preiszone gibt.

Jein, die Preisdifferenz zwischen einer Zone im Norden und einer Zone im Süden dürfte vermutlich nicht so stark ausfallen wie in Schweden. Hinzu kommen eben auch puffernde Effekte. Das bedeutet, dass die Umsiedlungseffekte vermutlich geringer ausfallen als sie oft beschworen werden. Was Neuansiedlungen betrifft, ist es aber ein Argument. Da dürfte es in Deutschland auch hinsichtlich vorhandener Infrastruktur und Arbeitskräfte im Norden deutlich besser aussehen als in den nördlichen Regionen in Skandinavien.

An der Stelle kann ich auf eine Studie im Auftrag von Agora Energiewende durch ein norwegisches Beratungsinstitut hinweisen: https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2023/2023-XX_DE_Nordic_Power_Markets/THEMA-Report_SubnationaleGebotszonen_Nordics_Agora_Energiewende.pdf. Dort wird zumindest was die Industrieansiedlungen angeht darauf verwiesen, dass neben des Strompreisen wahrscheinlich weitere Faktoren einen wichtigen Einfluss hatten. Das scheint dort aber auch für die Erneuerbaren zu gelten, da es auch dort weitere Faktoren gibt (wenn z.B. Bayern weiterhin restriktive Regeln gegen Windräder hat, dann kann dort nicht investiert werden).

Nur, muss das etwas schlechtes sein, wenn sich zukünftig Industrie eher im Norden ansiedelt als im Süden (wenn dort halt auch gewissen Hausaufgaben nicht gemacht werden und man die Energiewende gerne in den Norden auslagert).

Es sei auf das aktuelle Papier des BMWKs hingewiesen: Strommarktdesign der Zukunft

Man beachte, dass das BMWK den Gebotszonensplit explizit "gegenwärtig nicht als Option
betrachtet" (S. 96).

Du hast recht. Danke für die Richtigstellung. Ich habe mir gerade

angeschaut. Dort wird der Umfang von Redispatch Maßnahmen beschrieben, die Kosten und wo sie ursprünglich anfallen.

Dort wird auch die Entwicklung der Netzentgelte seit 2013 gezeigt. Zwar sind die Redispatch Maßnahmen seitdem sehr stark gestiegen, aber die Netzentgelte sind durchschnittlich nur um 2ct/kWh gestiegen (und darin stecken auch die Ausbaukosten für die Stromtrassen im Norden).

Mir scheint der Effekt von Redispatch auf den Strompreis (aktuell) noch eher gering, ohne es exakt durchzurechnen. Wie groß wäre der Effekt einer Redispatchreduktion bei regionalen Bidding Zones? Für die Großindustrie sind sicher 1-2 ct/kWh bedeutend. Für Haushaltskunden verschwinden die hingegen im Rauschen. Wäre der Effekt günstigerer Windkraft-Energie nicht viel, viel größer? Offshore sind bekanntlich die Gestehungskosten pro MWh wesentlich günstiger als bei Onshore im Süden oder bei PV, zumal die Verfügbarkeit und damit Planbarkeit viel besser und gleichmäßiger ist.

Weißt du da zufällig mehr?

Hallo @turmfalke,

eine kurze Rechnung: Wie in meinem OP beschrieben, beliefen sich die Redispatchkosten 2023 auf 3,1 Mrd. €. Bei 517 TWh Bruttostromverbrauch in 2023 sind das 3,1 * 10⁹ € / 517 * 10⁹ kWh = 0,006 €/kWh = 0,6 €ct / kWh. D.h. dies könnte maximal an Redispatchkosten eingespart werden.

Hinzu kommen jedoch weniger gut vorhersehbare Einsparungen, da durch die Verbesserung der Marktsignale die Anlagen effizienter eingesetzt würden. So würde es voraussichtlich zu weniger Abregelungen von EE-Anlagen kommen, da lokaler flexibler Verbrauch besser angereizt würde. Dies funktioniert umso besser, je kleiner die Strompreiszonen sind.

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Bei dem Argument gegen eine Teilung der Preiszonen geht es in erster Linie um die Industrie (Haushalte tauchen da eigentlich nur am Rande auf, wenn man noch mal ein weiteres „Aber die doch auch“ Argument braucht).

Es ist fraglich wie stark der Preisanstieg im Süden sein wird. Die zuletzt erschienene, und aufgrund der Differenz gerne als Argument gegen eine Teilung verwendete Studie von Enervis nimmt für 2030 eine Differenz von 12 Euro/MWh an (gegenüber der gesamtdeutschen Preiszone). Andere Studien sind hier tendenziell konservativer und sehen eine geringere Differenz.

Aktuell tragen die Redispatchkosten ca. zu 27% (laut Planansatz für 2024) zu den Netzkosten der ÜNB bei (https://dserver.bundestag.de/btd/20/091/2009166.pdf). Ein Split wird die Kosten natürlich nicht auf Null senken, aber es kann gerade bei industriellen Verbrauchenden spürbar sein, da diese auf den höheren Spannungsebenen angeschlossen sind und damit nur dieser Teil der Netzentgelte anfällt. Hinzukommt eben auch, dass es nicht nur der Redispatch ist. Die ÜNB können bei einer Teilung der Zonen auch Engpassrenten erzielen. Diese würden ebenfalls dazu beitragen können die Netzentgelte zu senken (hier wird es aber etwas komplizierter, weil das nicht direkt wirkt, aber auch indirekte Effekte haben kann). Das wird vermutlich keine 10 Euro/MWh betragen, aber schon 3-5 Euro/MWh wären doch ein deutlicher Effekt. Gerade, wenn man bedenkt, dass die Preisdifferenz zum Status Quo vermutlich nicht bei den 12 Euro/MWh liegt. Zumindest nicht, wenn der Netzausbau vorankommt (als ein wichtiger Einflussfaktor auf die Entwicklung).

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Danke @khelfen und @BamChiller. So ähnlich hatte ich das auch schon vermutet.

Zusammengefasst hat der Effekt regionaler Bidding Zones voraussichtlich eine Auswirkung von 6-12 €/MWh, also 0,6 ct/kWh bis 1,2 ct/kWh*.

Im Jahresdurchschnitt 2023 lag der Preis für eine kWh am Spotmarkt in Deutschland bei 9,5 ct/kWh (95 €/MWh), zuzüglich Netzgebühren und Steuern.

Daher neige ich dazu, meine anfängliche Position zu revidieren. Der Effekt von Redispatch und ähnlichen Maßnahmen scheint aus dieser Perspektive vernachlässigbar klein zu sein. Es ist sehr fraglich, ob der Aufwand für regionale Bidding Zones wirklich gerechtfertigt ist. Würdet ihr dem zustimmen?

*Ich rechne bewusst in kWh um, weil dies die Einheit ist, die den meisten Menschen in Deutschland geläufig ist. €/MWh wird eher von industriellen Produzenten und Verbrauchern verwendet.

Das sehe ich nicht so. Schon allein der Redispatch macht so viel Arbeit und seine Notwendigkeit verhindert, dass das eigentlich effiziente Marktergebnis auch umgesetzt werden kann. Das scheint hinsichtlich des Netzentgelts vielleicht erst mal nicht so viel zu sein, aber den Aufwand (der aktuell tendenziell weiter ansteigt) ist enorm.

Dabei wird außerdem ein weiterer Punkt schwieriger umsetzbar, der beim reinen Blick auf die Durchschnittspreise nicht auffällt. Es geht auch um eine sinnvolle Steuerungswirkung der lokalen Preise. Hier sollen variable Preise ja dafür sorgen, dass dezentrale Verbrauchende auf Marktsignale reagieren. Das ist aber nur bedingt sinnvoll, wenn der Preis zwar in einer Viertelstunde gering ist, aber im Süden gar kein Strom ankommt. Im Gegenteil, es würde wieder mehr Redispatch benötigt, weil dort Verbrauchende hochfahren, obwohl der günstige Strom dort physikalisch gar nicht ankommt. Solche lokalen Preissignale des Markets sind aber im aktuellen Design nicht möglich.

Ein weiterer Aspekt, der bei einer Teilung der gesamtdeutschen Preiszone positiv wäre ist, dass es im Norden viel eher möglich wäre die Vorgaben für die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff zu erfüllen. Das ist erst mal nicht rein Preis-basiert (auch wenn er vermutlich günstiger werden dürfte als in einer einheitlichen Zone) aber doch wichtig, weil es ja erneuerbarer Wasserstoff sein soll. Durch den höheren EE-Anteil im Norden dürften die Kriterien viel eher erreicht werden als in einer einheitlichen Preiszone.

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Nich etwas zum Aufwand des Teilens einer Zone. Klar ist das nicht einfach einen Schalter umlegen und gut ist, aber es hat in der jüngeren Vergangenheit schon mehrfach gut geklappt.

Deutschland und Österreich wurden in 2018 geteilt. In Schweden war es meines Wissens 2011. Auch wenn in Deutschland eine größere Anzahl an Menschen und Unternehmen betroffen wären, gibt es doch Prozesse für eine Teilung und das Argument, es ist zu aufwendig doch eher zu vernachlässigen.

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