LdN 472: Dynamische Netzentgelte

Kommentare zum Podcast
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Liebes LdN Team,

in dem Beitrag zu dynamischen Netzentgelten in der letzten Lage kam aus meiner Sicht zu kurz, dass es seit April 2025 bereits eine Pflicht zum Angebot von dynamischen Netzentgelten für Netzbetreiber gibt (Genauer gesagt: Möglichkeit zur nutzung von Modul 3 §14a EnWG) - Eine gute Übersicht dazu bietet der BDEW: https://www.bdew.de/media/documents/BDEW-AWH_Modul_3_V1.1_Korrektur070225.pdf

Die Preisschwankungen sind aktuell zwar nicht börsendynamisch um auf kurzfristige Engpässe zu reagieren (wie in der Folge gefordert), aber aus meiner Sicht doch so, dass bereits eine sehr gute Steuerungswirkung erzielt werden kann.

Probleme damit sind aus meiner Sicht aktuell:

  • Modul 3 wird von Endkund:innen quasi nicht genutzt
  • Da es keine Einheitliche Schnittstelle gibt, ist es für Energiemanagementsysteme quasi unmöglich, die Tarife aller Netzbetreiber in Deutschland anzubinden. Somit können die Tarife nicht wirklich genutzt werden, solange Kund:innen die Preissignale nicht selbst von Hand eingeben (was natürlich niemand tut)
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Interessant, aber geht glaube ich an der geforderten Dynamisierung vorbei:

Vorgesehen sind mehrere Zeitfenster mit drei Netzentgelttarifen (HT/NT/ST1). Die Zeitfenster und Netzentgelttarife werden kalenderjährlich festgelegt und gelten für das gesamte Netzgebiet. Der Netzbetreiber hat das Wahlrecht, den Gültigkeitszeitraum auf einzelne Quartale zu beschränken. Die Zeitfenster und insofern die drei Netzentgelttarife müssen in mindestens zwei Quartalen eines Jahres abgerechnet werden.

Allein die kalenderjährliche Festlegung macht ja eine am tatsächlichen Angebot ausgerichtete Dynamisierung unmöglich. Ich weiß ja im Dezember nicht, wann im März die Sonne scheint. Natürlich gibt es langfristig prognostizierbare Verbrauchsspitzen, aber bei der effizienten Nutzung von EE geht es ja vor allem um die Angebotsseite.

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Ich finde auch noch erwähnenswert, dass die einheitliche Preiszone (aka “Kupferplatte”) politisch gewollt aber eigentlich kaum gut zu argumentieren ist.

Die dynamischen Netzentgelte führen meiner Meinung nach ein kompliziertes System ein mit dem Effekt, am Ende das selbe zu bekommen wie mit einer Auftrennung der Gebotszonen. Dies wäre in meinen Augen der bessere Weg auch mit weniger Aufwand.

Aber am Ende kann so der Söder halt weiter behaupten es gäbe bundesweit den selben Strompreis.

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Ich bin persönlich vom Sinn mehrerer Gebotszonen überzeugt. Aber auch bei mehreren Gebotszonen wären diese jeweils ja immer noch recht groß. Jedenfalls sehr viel Größer als die lokalen Stromnetze (um die hier ja geht, oder?).

Wenn ich Verbraucher dazu animieren will, Strom insbesondere dann zu verbrauchen, wenn das Windrad nebenan ordentlich Umdrehungen macht, dann ist doch eine möglichst kleinräumige Anreizsetzung (u.U. in Kombination mit großräumigeren Strompreiszonen, um regionale Transfers und Großproduzenten besser zu managen) die beste Lösung, oder übersehe ich hier was?

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Söder hat Recht, Angst vor mehreren Strompreiszonen zu haben. Die aktuelle Situation scheint recht typisch zu sein:

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In der Annahme, dass eine “Strompreiszone Deutschland Süd” sich preislich eher an der Schweiz und Österreich orientiert, würde dort der Strompreis fast durchgehen deutlich über der “Strompreiszone Deutschland Nord” liegen – und zwar bei oft deutlich mehr als 10%. Aktuell subventionieren Verbraucher in der Mitte und im Norden Deutschlands die Verbraucher im Süden massiv.

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Ich meine, dass in der aktuellen Diskussion fast immer über das Übertragungsnetz und nicht das Verteilnetz gesprochen wird. Und das Übertragungsnetz wirkt auch eben wenig auf der “lokal” Ebene. Aber möglicherweise habe ich die anderen Diskussionspapiere nicht gefunden.

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Aktuelle bezahlen alle die hohen Preise mit den Netzentgelten, da der Redispatch im Süden wegen schlechter Verteilung von diesen teuer bei den Nachbaren eingekauft wird.

Nach Analysen ist meine Wissens die erwartbare Differenz zwischen Deutschland Nord und Süd nicht so gewaltig, da wir auch im Süden häufig von Gaspreisen entkoppelt sind. Aber das stellt am Ende ja auch alles dann eher die Realität dar als der Momentanzustand. Ob es dann einen Subventionsmechanismus brauch kann dann ja diskutiert werden (inverser Länderfinanzausgleich :winking_face_with_tongue:).

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Hier liegt auch genau die Krux: Steuerungswirkung will man auf Ebene der Verteilnetze, hier ist das Zusammenspiel der verschiedenen Faktoren jedoch hoch komplex. Dem erwünschten Preiseffekt stehen dann zudem möglicherweise noch gegenläufige Signale von Netz und Markt im Weg.

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Guter Punkt, ich würde allerdings argumentieren, dass sich mit der aktuellen Umsetzung schon eine gute Steuerungswirkung erzielen lässt. Ich kann ja z.B. jetzt schon sagen, dass ich im Sommer mehr PV Strom habe als im Winter (Wind ist natürlich nicht so einfach, aber auch hier gibt es saisonale Schwankungen). Außerdem kann ich auf verteilnetzebene schon ganz gut typische Verbrauchsprofile für den Tag erstellen. Damit kann ich dann abschätzen, wann es statistisch eher zu Engpässen kommen wird und meine Hoch/Niedrig/Standard-Preiszonen entsprechend legen.

Mit den festgelegten dynamischen Netzentgelten schaffe ich dann vielleicht nur 50-80% (Fantasiewerte) im Vergleich zur optimalen Steuerung, dafür sind die Phasen schon weit im Voraus bekannt und ich habe weniger Komplexität bei der Umsetzung.

Natürlich wären kürzere Zeiträume hier besser. Aber mit Modul 3 hat man ja aus meiner Sicht heute schon ein richtiges Werkzeug, welches man dann Schrittweise so erweitern könnte, dass sich die Preisgestaltung dann monatlich/wöchentlich oder irgendwann sogar day-ahead ändern könnte. Das geht dann aber wirklich nur mit sauberen digitalen Schnittstellen.

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Die statisch zeitvariablen Netzentgelte sind zuminfest für die Belange des Übertragungsnetzes nahezu unbrauchbar. Für den Redispatch im Übertragungsnetz geht es darum, die tatsächliche regionale Einspeisung aus PV- und Windkraftanlagen für jede Viertelstunde des Folgetags zu prognostizieren bzw. anzureizen. Das geht nicht mit historischen Mittelwerten, sondern nur mit den tatsächlichen Wetterprognosen.

Die große fachliche Streitfrage bzgl. dynamischer Netzentgelte besteht darin, ob die Güte der Vortags-Wetterprognosen ausreichend gut ist bzw. werden wird.

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Wenn ich das richtig verstanden habe, soll durch dynamische Netzentgelte erreicht werden, dass Stromkund*innen, die trotz minimalster Erzeugungskosten (O-Ton im Beitrag) der Erneuerbaren die höchsten Stromkosten seit Jahren tragen, durch die Änderung ihres Nutzungsverhaltens Nachteile der Erneuerbaren Energien (insbesondere deren Volatilität) reduzieren. Kann man im Interesse des Klimawandels und des Kosteneinsparpotentials sicherlich vertreten. Trotzdem hätte ich mir gewünscht, wenn die erreichbare Höhe des Einsparpotential angesprochen worden wäre. Leder wurde der CEO von Octopus nicht danach gefragt, sodass auch nicht klar wurde, ob es sich hierbei nur um eine Nischenlösung handelt. Leider wurde auch nicht das Einsparpotential bezüglich der Redispachkosten, die ja im Jahr 2025 über 3 Mrd Euro lagen angesprochen. Warum nicht?

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“Kommt drauf an”. Für “klassische” Gebotszonen stimmt das.

hat erst kürzlich eine, drei, neun und 22 Zonen verglichen und Kleinteiligkeit als vorteilhaft identifiziert. Ähnlich urteilten Agora und FhG IEE vor einem Jahr: Niedrigere Stromkosten, hohe Versorgungssicherheit: Wie lokale Preise den Strommarkt effizienter machen und hat eine Simulation dafür zum “Rumspielen” ins Netz gestellt.

Hinderlich sind Regularien des EU-Strommarktdesigns. z.B. gibt es m.W. keinen Intraday-Handel über Zonengrenzen hinweg, das würde den Ausgleich von Wetterprognosefehlern erschweren. Daher nimmt Agora das 22-”Zonen”-Modell auch nur als vereinfachtes Muster für lokale/nodale Preise. Für diese hat sich auch schon früher eine Studie der TUM ausgesprochen: https://www.cs.cit.tum.de/fileadmin/w00cfj/dss/files_bichler/20240709_Lokale_Preise_final.pdf

Mit nodalen Preisen hat sich am Beispiel Kalifornien neulich der Geladen Podcast beschäftigt: https://geladen.podigee.io/232-kalifornien oder youtube 8z9RNR9pmz0 mit Gästen Ines Hauer und Tim Meyer, dort ist ein deutlich anderes Marktdesign, insbesondere haben die Stromversorger/Verteilnetzbetreiber eine “technologieoffene” Lieferpflicht, statt zentral Kraftwerkskapazitäten auszuschreiben, die dann fürs Rumstehen bezahlt werden. Sie erfüllen diese durch geschickt aufgestellte Batterien. Meyer weist aber auch darauf hin, dass Kalifornien ein Sonnenland ist und sich damit sehr auf PV stützen kann, bei unserem notwendig höheren Windanteil führt neben der Tagesschwankung auch das im Wochenbereich schwankende Windangebot zu längerfristigen Schwankungen in der EE-Erzeugung. Diese zu puffern ist herausfordernder, da wird es auch drauf ankommen, Flexibilitäten nutzbar zu machen bzw. preislich anzureizen.

Am Ende spricht sich Tim Meyer dafür aus, das Konzept der dynamischen Netzentgelte zu verfolgen, weil die Umwälzung des Großhandels durch Aufbrechen der Zone momentan zu herausfordernd wäre. Dann hätte die BNetzA mit ihren Arbeiten an der Netzentgeltreform ja einiges richtig gemacht. Uff.

das sind wohl Großhandelspreise, und damit nur bedingt vergleichbar, weil national ganz unterschiedliche Preiskomponenten dazukommen. Die Annahme wird ferner durch die Studienergebnisse nicht gedeckt. Der ersparte Redispatch führt zu geringeren Gesamtkosten. Unser Netz hat genug Bandbreite, dass in den meisten Fällen Preisunterschiede durch das Übertragungsnetz ausgeglichen werden können, ein Mehrfaches im Vergleich zu den Anschlüssen in die Nachbarländer. Besonders die Schweiz würde unter unserem Zonensplit leiden. Die können heute dank der gedachten Kupferplatte den billigen Windstrom auch dann aus :germany: kaufen, wenn wir ihn nur via ausländische Leitungen oder mittels Redispatch liefern können.

Zum Initialbeitrag von @Armin_Go ist anzumerken, dass Modul 3 nur Verbrauchern mit regelbaren Lasten und installiertem Smartmeter offen steht,

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