LdN 472: Dynamische Netzentgelte und Gebotszonenreform - zwei Instrumente, die zusammengehören

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Liebes LdN-Team, liebe Community,

als in der Folge die einheitliche Preiszone erwähnt wurde, dachte ich kurz: Endlich wird die Gebotszonenreform behandelt. Stattdessen wurde die Kupferplatte nur als Randbedingung eingeführt und dynamische Netzentgelte als Gegenvorschlag zur Abregelung präsentiert. Die Motivation - Preissignale statt Holzhammer - war richtig. Aber die Folge hat dabei das strukturell wichtigere Instrument ausgelassen. Dynamische Netzentgelte und eine Gebotszonenreform adressieren unterschiedliche Netzebenen und ergänzen sich, sie ersetzen sich nicht.

Gebotszonenreform / Nodal Pricing - Übertragungsnetz

Die einheitliche Gebotszone bildet physikalische Engpässe im Übertragungsnetz nicht ab. Wenn im Norden viel Wind weht, sinkt der Börsenpreis bundesweit - der Süden konsumiert mehr, obwohl die Nord-Süd-Leitungen bereits überlastet sind. Der Engpass wird vom Marktdesign selbst induziert und muss über Redispatch kuriert werden: 34 TWh in 2023, über 3 Mrd. Euro Kosten. Lokale Marktpreise würden das korrigieren - als Marktergebnis, nicht als administrativer Eingriff. Modellierungen zeigen, dass Nodal Pricing die Systemkosten um ca. 5-6% senken könnte (Knorr et al., 2024). Studien zu V2G zeigen zudem, dass eine rein am Einheitspreis orientierte Flexibilitätssteuerung Redispatchkosten sogar erhöhen kann, während netzdienliche Steuerung sie um bis zu 35% senken könnte (Golab et al., 2025).

Dynamische Netzentgelte - Verteilnetz

Auf der letzten Meile entstehen andere Probleme: lokale Lastspitzen, wenn viele Wärmepumpen und E-Autos gleichzeitig laden. Hier können dynamische Netzentgelte Anreize setzen, Lastspitzen zu glätten. Aber Netzentgelte haben eine strukturelle Schwäche: Sie sind kein marktlicher Gleichgewichtspreis, sondern werden von Netzbetreibern auf Basis von Prognosen und regulatorischen Vorgaben festgelegt. Das Preissignal ist immer nur eine Näherung - die tatsächlichen Kosten der Netznutzung werden nicht abgebildet, und für Marktteilnehmer entsteht Unsicherheit, weil die Preise weder reale Knappheit widerspiegeln noch transparent aus Angebot und Nachfrage entstehen. Ein nützliches Werkzeug für das Verteilnetz, aber kein Ersatz für ein Marktdesign, das die Realität auf Übertragungsnetzebene korrekt bepreist.

Politische Einordnung

Der Koalitionsvertrag spricht sich erneut für den Erhalt der einheitlichen Gebotszone aus - wenig überraschend angesichts der CSU-Beteiligung, denn eine Aufteilung würde im Süden höhere Strompreise sichtbar machen, die aktuell über Redispatchkosten auf alle umgelegt werden. Gerade deshalb wäre eine kritische Einordnung durch die Lage journalistisch wertvoll.

Ich habe das Thema bereits mehrfach im Forum eingebracht:

Es wäre toll, wenn die Lage die Gebotszonenreform einmal eigenständig behandeln würde - als das Marktdesign-Thema, das es ist.

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Ich verstehe diesen Wunsch, und ich glaube auch, dass du einen Punkt hast. Wir haben das einfach deswegen nicht ausführlich gemacht, weil es in dieser Legislaturperiode angesichts des Widerstands aus Bayern leider inrealistisch ist, dass die einheitliche Preiszone kippt. Wir wollten lieber einen konkreten Weg aufzeigen, den man ohne politische Schwerstarbeit tatsächlich gehen könnte.

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Das stimmt nicht.

Dynamische Netzentgelte können alle Netzebenen adressieren, insbesondere wird aktuell die Einführung von dynamischen Netzentgelten auf Übertragungsnetzebene geprüft (bzw. es wird höchstwahrscheinlich mittels der AgNes-Reform dazu kommen).

Dynamische Übertragungsnetzentgelte und eine Gebotszonenteilung adressieren das gleiche Problem (dass das Marktergebnis nicht die Netzdienlichkeit berücksichtigt) und stehen daher in Konkurrenz zu einander. Falls das eine von beidem kommt, senkt das den Nutzen der jeweils anderen Maßnahme.

Ich würde es begrüßen, wenn diese Hintergründe für ein breites Publikum aufbereitet werden. Eine Verzwergung dieser techoökonomisch kontroversen Fragestellung auf politische Motive à la „die CSU ist halt dagegen“ halte ich hingegen für nicht sachdienlich.

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Danke für die ehrliche Antwort. Ich verstehe den Pragmatismus, aber gerade bei einem sperrigen Thema wie der Gebotszonenreform braucht es frühe Einordnung. Das Thema eignet sich hervorragend für populistisches Framing: „Strompreise im Süden steigen“, „wirtschaftsfeindlich“. Wenn die Öffentlichkeit es zum ersten Mal hört, wenn es politisch akut wird, hat der Populismus schon einen Vorsprung. Ohne ein Grundverständnis in der Bevölkerung wird es auch in der nächsten Legislatur nichts. Die Lage wäre genau das richtige Format, um so ein Thema frühzeitig verständlich zu machen. Wäre ja nicht das erste Mal, dass ihr ein sperriges Thema verständlich gemacht habt, bevor es oben auf der politischen Agenda stand.

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Danke für die Korrektur. Meine Zuordnung „Netzentgelte = Verteilnetz, Gebotszonenreform = Übertragungsnetz“ war zu pauschal. Dynamische Netzentgelte können auch auf Übertragungsnetzebene wirken, und mit der AgNes-Reform wird das voraussichtlich kommen. Auf dieser Ebene stehen die Instrumente tatsächlich in Konkurrenz.

Die Monopolkommission bestätigt das im Sektorgutachten Energie 2025. Sie stuft Nodal Pricing als First-Best und Preiszonen als Second-Best ein, empfiehlt aber pragmatisch die Netzentgeltreform (Third-Best), weil den ersten beiden „politische und praktische Widerstände“ begegnen (K4/K5). Die Rangfolge ist trotzdem aufschlussreich: Nodale Preise sind ein Marktergebnis, das Knappheit abbildet und Redispatch überflüssig macht. Dynamische Netzentgelte bleiben ein administratives Instrument, bei dem Netzbetreiber Preise auf Basis von Prognosen festlegen. Das Preissignal ist also immer nur eine Näherung.

Dazu kommt ein praktisches Argument: Viele Netzbetreiber arbeiten bereits am Limit, mit Personalmangel, Digitalisierungsrückstand und teilweise Problemen bei der Abwicklung bestehender Prozesse. Die Monopolkommission selbst schreibt, dass eine „konsequente Digitalisierung der Netze unerlässlich“ ist, damit Netzentgelte überhaupt als Steuerungsinstrument funktionieren. Wo eine marktliche Alternative existiert, die das Preissignal ohne diesen administrativen Aufwand beim Netzbetreiber erzeugt, sollte man sie nutzen. Auf Übertragungsnetzebene gibt es diese Alternative mit Nodal Pricing.

Wo die Komplementarität erhalten bleibt, ist das Verteilnetz: Nodal Pricing sieht die unteren Spannungsebenen nicht. Gleichzeitigkeitseffekte müssen über dynamische Verteilnetzentgelte adressiert werden. Auch der Energy Systems Catapult Report kommt zu diesem Schluss (für UK): Nodal Pricing auf Übertragungsnetzebene, und „behind the node“ lokale Signale über Netzentgelte oder Flexibilitätsmärkte.

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Die Monopolkommission gibt allerdings keinerlei Begründung oder Bewertungsmaßstab für diese Reihenfolge an. Ferner ist die Monopolkommission nur einer von vielen fachkundigen Diskursteilnehmern. Manche der anderen teilen die Reihenfolge, andere nicht. Breiter Konsens herrscht dazu, dass der Status Quo problematisch ist.

Nodale Preise haben theoretisch die höchste Wirkung, aber vermutlich auch die höchsten Implementierungs- und Betriebskosten (u.a. müssen die staatlichen Kontrollbehörden für jeden einzelnen Knoten die lokale Marktmacht regulieren; es ist ironisch, dass ausgerechnet die Monopolkommission vorschlägt, den liquiden Strommarkt in unzählige Monopole zu zerschlagen :wink: ).

Das kann insbesondere für kleine Verteilnetzbetreiber zutreffen. Die Übertragungsnetzbetreiber haben auch viel zu tun, aber würden das bei entsprechender Priorisierung schon hinbekommen. Das ist vermutlich auch ein Grund, warum die BNetzA dynamische Netzentgelte erst auf bzw. für die Übertragungsnetzebene einführen möchte.

Theoretisch könnte man auch niederspannungsknotenscharfe Märkte einführen. Die Abwägungsmaßstäbe zwischen den Instrumenten wäre wie bei den höheren Netzebenen.

Ich möchte das hier gar nicht sachlich vertiefen (dazu gab es schon diverse Threads). Meine Kritik war, dass die Abwägung zwischen Nodal Pricing, Gebotszonenteilung und dynamischen Netzentgelten (und sonstigen Flexibilitätsinstrumenten) anhand von robusten technoökonomischen Argumenten geführt werden sollte und nicht anhand dessen, was die eine oder andere Partei aktuell propagiert.

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Ein weiterer Kommentar/Korrektur zur Lage Folge bezüglich dynamischer Netzentgelte:

Für die Überarbeitung ist gerade nicht der Gesetzgeber oder das Ministerium zuständig sondern die BNetzA (Folge der Entscheidung des Europäischen Gerichtshofs vom 2. September 2021 (Az. C‑718/18)). Diese muss aktuell sogar tätig werden, da die Regelungen für Netzentgelte (StromNEV) Ende 2028 außer Kraft treten. Die Einführung dynamischer Netzentgelte und auch Netzentgelte für Einspeiser steht also ziemlich sicher bevor, wobei das gerade nicht nur “Energienerds” beschäftigt sondern ziemlich die ganze Branche :wink: . Mehr zum Prozess und zu den einzelnen Vorschlägen der BNetzA hier Bundesnetzagentur - Festlegungsverfahren AgNes.

Was die Speicher betrifft wurde in der Lage Folge angebracht, dass die Einführung von dynamischen Netzentgelten ggf. auch einen Anreiz für den Zubau von Speichern mit sich bringen könnte. Das stimmt leider nicht. Speicher sind aktuell für 20 Jahre ab Inbetriebnahme komplett von der Zahlung von Netzentgelten befreit, was mit der Neuauflage wegfallen soll. Die rein finanzielle Lage verschlechtert sich also für Speicher dadurch eher im Vergleich zum status quo (ungeachtet jetzt mal der möglichen positiven Effekte von dynamischen Netzentgelte). Die BNetzA hat sogar in den Raum geworfen, diese Befreiung (unecht) rückwirkend für Speicher aufzuheben, die eigentlich (bis 2029) unter diese Regelung fallen. Das führt in der Speicherbranche gerade eher zu einem allgemein erklärten “Vertrauensverlust in den Investitionsstandort Deutschland” als zu Anreizen. (Aber das ist dann wohl doch ein eher nerdiges Thema).

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Ich würde es auch unterstützen, wenn das Thema in der Lage nochmal ausführlicher besprochen würde.

Ich möchte einige Punkte ergänzen, die ich hier noch sehe.

  1. Bzgl. Nodal Pricing: Neben der komplexen Umsetzung wurde hier noch nicht erwähnt, dass ein Markt, um zu funktionieren, auch liquide sein muss. Je feingliedriger man die Märkte ausgestaltet, desto illiquider werden die einzelnen Nodes. Es wird also beim Kompromiss bleiben zwischen Abbildung der Physik und der Liquidität, dieser muss gut gewählt werden.
  2. Regionale dynamische Netzengelte auf Erzeugerseite sehe ich aus mehreren Gründen sehr kritisch:
    a. Die Verteilnetzbetreiber sind mit ihren aktuellen Aufgaben bereits heillos überfordert. Jetzt müsste quasi noch ein paralleler Day-Ahead-”Markt” (eigentlich sind es dann keine Preise, sondern Gebühren) von den VNBs betrieben werden, der absolut zuverlässig in 15min Auflösung funktioniert. (Außer wir wollen wieder zurück zur Verzerrung der Preise durch eine stündliche Shape der Netzentgelte)
    b. Im Fall dynamischer Netzentgelte müssten die VNB jetzt auf Basis der erwarteten Erzeugung möglichst frühzeitig die Netzentgelte veröffentlichen, damit die Marktteilnehmer ihre Gebote für die Strommärkte und ihre Fahrpläne entsprechend anpassen können. Hier gibt es das unlösbare Problem, dass je größer der Vorlauf ist, desto ungenauer sind die Prognosen. Je geringer der Vorlauf ist, desto geringer ist allerdings die Planbarkeit für alle Marktteilnehmer. Auf der einen Seite führt größere Unsicherheit im Markt in der Regel auch zu höheren Preisen, da Risikoprämien eingepreist werden, auf der anderen Seite können Netzentgelte durch Prognosefehler an der tatsächlichen Erzeugung vorbeigehen zu zusätzlichen Engpässen führen, so dass wieder Redispatch-Maßnahmen notwendig werden und nichts gewonnen ist. Bei einem Nodal-Pricing bspw. würden dagegen die Marktteilnehmer auf Basis ihrer eigenen Prognose in Echtzeit entsprechend ihre Day-Ahead-Gebote wählen und ihre Anlagen steuern. Stattdessen bekommt man mit den dynamischen Netzentgelten verzerrte Day-Ahead-Gebote und intransparente durch den VNB gewählte Preise.
    c. Generell führt das Werkzeug der dynamischen Netzentgelte zu einer sehr hohen zusätzlichen Komplexität in den Strommärkte. Und bei allem was bisher veröffentlicht wurde, kann diese Komplexität weder von Regierung noch von der BNetzA vernünftig bewertet und beziffert werden. Und am Ende sollte das Ziel des ganzen Prozesses doch eine volkswirtschaftliche Ersparnis sein, die größer ist, als ein alternativer (beschleunigter) Netzausbau.
    d. Zusammen mit der fälligen EEG-Novelle, dem geplanten Redispatch-Vorbehalt und der Kommunikation durch die Ministerin und das BMWE führt der langsame und intransparente Entscheidungsprozess insgesamt bereits jetzt zu einer großen Verunsicherung bei Projektentwicklern. Es wird jetzt versucht alles, was geht, noch in die aktuellen EEG-Ausschreibungen zu stecken, weswegen die Onshore Ausschreibungen aktuell so überzeichnet sind. Aber es ist zu erwarten, dass der EE-Ausbau danach erstmal ins Stocken kommt. Das kann eigentlich nur im Sinne der fossilen Unternehmen sein.
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Hier müssen zwei weitestgehend unabhängige Teilreformvorhaben unterschieden werden:

  1. Speicher sollen einen angemessenen Anteil an den strukturellen Netzkosten zahlen (via Kapazitätsentgelt; im Sinne von pauschalen jährlichen Anschlussgebühren) und
  2. soll der netzschädigende Betrieb von Speichern finanziell sanktioniert werden bzw. netzdienliche Betrieb vergütet werden (dynamischen Netzentgelte).

Ersteres verringert definitiv die Rendite von Speichern, zweiteres hat eher einen positiven Einfluss auf die Rendite (worauf Sie ja in Ihrem letzten Satz auch hinweisen). Eine (freiwilliges?) Aufweichung des Bestandsschutzes hinsichtlich dynamischer Netzentgelte könnte ein Win-Win für Volkswirtschaft und Speicherbetreiber bedeuten.

Die Komplexität des Strommarkts ändert sich kaum (zumindest bei der aktuell von der BNetzA skizzierten Umsetzung). Die Aktualisierung der Netzentgelte fände eben zukünftig jeden (Vor-)Tag statt, statt nur ein- bzw. viermal im Jahr. Und insbesondere wäre alles ab der Day-Ahead-Auktion unverändert. Ferner kennen sich die Marktteilnehmer schon spätestens seit der Strommarktliberalisierung mit kurzfristig schwankenden Preisen aus und haben hierzu passende Instrumente entwickelt.

Der Aufwand entsteht hingegen bei den Netzbetreibern und Messstellenbetreibern für die Berechnung und Veröffentlichung der dynamischen Netzentgelte sowie für die nachträgliche Entgelt-Abrechnung.