Preiszonensplitting – der Norden dafür, der Süden dagegen?

Generell ist der europäische Binnenmarkt für Strom in verschiedene Preiszonen aufgeteilt, die in der Regel den Grenzen der Mitgliedstaaten entsprechen. Innerhalb einer Preiszone ergibt sich ein homogener Preis für Angebot und Nachfrage. Dadurch werden Netzengpässe für den Stromtransport innerhalb der Preiszone bei der Preisbildung nicht berücksichtigt, sondern durch Redispatch-Maßnahmen der Netzbetreiber kompensiert.

Stromaustausch – auch über Grenzen – entscheidend für Preisbildung

Zwischen den Mitgliedstaaten der EU, Nicht-Mitgliedstaaten wie der Schweiz und Norwegen sowie den angrenzenden Preiszonen sorgen Interkonnektoren für eine physische Verbindung und den Stromaustausch zwischen den einzelnen Ländern und Regionen. Allerdings sind die Kapazitäten dieser Stromleitungen begrenzt, so dass ein vollständiger Mengenausgleich – mit einem Stromfluss von der Zone mit niedrigen Preisen in die Zone mit höheren Preisen – nicht möglich ist und Preisunterschiede zwischen den Preiszonen ggf. bestehen bleiben.

Im Rahmen der Energiewende wird Deutschlands Energieversorgung grundlegend umgestellt: Kraftwerke mit nuklearen und fossilen Energieträgern sind und werden sukzessive durch erneuerbare Energien ersetzt – in Verbindung mit einer effizienteren Nutzung der Energie. Dabei ist zu berücksichtigen, dass alle nationalen Regelungen in das umfassende EU-Legislativpaket zur Energie- und Klimapolitik eingebettet sind – dem Clean Energy Package (CEP) „Clean Energy for all Europeans“, das am 22.05.2019 vom EU-Ministerrat verabschiedet wurde. Dieser Rechtsrahmen definiert die Spielregeln für den Strommarkt in Europa und beeinflusst maßgeblich das zukünftige Strommarktdesign.

Funktionierender Binnenmarkt für die Integration erneuerbarer Energien

Mit dem CEP soll der Binnenmarkt für Strom in der EU vollendet und der grenzüberschreitende Stromhandel mit ausreichenden Handelskapazitäten maximiert werden, denn, so die Begründung der EU-Kommission, nur mit größeren zonenübergreifenden Handelskapazitäten wird der grenzüberschreitende Wettbewerb erhöht und die Integration erneuerbarer Energiequellen gefördert.

Europäische Regelungen für grenzüberschreitende Kapazitäten

Aber was sind „ausreichende Handelskapazitäten“ und wer überprüft die Vorgaben des CEP? Die Antworten dazu gibt die EU-Verordnung über den Elektrizitätsbinnenmarkt [1]: Gemäß Artikel 16 Absatz 8 müssen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in den EU-Mitgliedstaaten seit dem 01.01.2020, oder nach einer Übergangsfrist bis spätestens 31.12.2025, mindestens 70 Prozent der Übertragungskapazität ihrer Netzelemente für den grenzüberschreitenden Handel zwischen EU-Mitgliedstaaten reservieren. Ob diese Vorgaben eingehalten werden, überprüft die EU-Kommission zusammen mit der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators). Dort, wo bereits strukturelle Unterschiede zwischen den vorhandenen Erzeugungskapazitäten und der Nachfragemenge mit entsprechenden Netzengpässen bestehen oder festgestellt werden, sieht die EU-Elektrizitätsbinnenmarktverordnung Strom zwei alternative Vorgehensweisen vor: Entweder führen die EU-Mitgliedstaaten sofort neue Preiszonen entlang der Engpässe ein oder sie legen einen Aktionsplan für den Abbau der Engpässe innerhalb einer bestimmten Frist vor.

„Aktionsplan Gebotszone“ in Deutschland und Luxemburg

Die Aufteilung von Preiszonen ist an sich nicht neu, denn Schweden führte bereits 2011 vier Preiszonen ein, Dänemark hat zwei Preiszonen und Italien sogar sieben. Deutschland bildet zusammen mit Luxemburg eine einheitliche Preiszone für den Strommarkt, hat sich aber gegen ein Preiszonensplitting und für einen „Aktionsplan Gebotszone“ [2] zur Behebung der strukturellen Engpässe entschieden und diesen Ende 2019 der EU-Kommission übermittelt.

Darin wird aufgeführt, mit welchen Maßnahmen das 70-Prozent-Kriterium bis Ende 2025 erfüllt werden soll. Laut dem BMWK sind Herzstücke des Aktionsplans ein beschleunigter Ausbau der Übertragungsnetze sowie die Optimierung der vorhandenen Netze. So sollen sogenannte Phasenschiebertransformatoren an einigen Interkonnektoren zum Einsatz kommen, um die Stromflüsse im Netz besser zu steuern und damit die gesamte Transportkapazität zu steigern. Das übergreifende Ziel des „Aktionsplans Gebotszone“ ist der Erhalt einer einheitlichen deutschen Gebotszone und die Stärkung des grenzübergreifenden Stromhandels. Die Umsetzung des Aktionsplans war laut der juristischen Überprüfung im Jahr 2021 durch die Bundesnetzagentur auf Kurs und der Bericht von den ÜNB über die Fortschritte zur Umsetzung wurde entsprechend genehmigt [3]. Gleichwohl ist das 70-Prozent-Ziel noch nicht erreicht.

Europäische Regulierungsbehörde ACER fordert Preiszonen

Die bestehenden Verzögerungen im Netzausbau, die damit verbundenen hohen Netzengpassmanagement-Kosten von 4,2 Mrd. Euro im Jahr 2022 [4] sowie ungewollte Stromtransporte über unsere Nachbarländer und wieder zurück (etwa Ringflüsse über Polen und Tschechien), haben die europäische Regulierungsbehörde ACER auf den Plan gerufen: Im August 2022 hat sie vorgeschlagen, den deutschen Strommarkt in zwei bis fünf Preiszonen zu unterteilen, denn offensichtlich bestanden und bestehen trotz des Aktionsplans strukturelle Netzengpässe in der deutschen Preiszone. Im Rahmen eines Bidding Zone Reviews müssen die deutschen ÜNB nun untersuchen, ob die von ACER vorgeschlagenen neuen Gebotszonen zielführend sind. Eine Pflicht, Preiszonen einzuführen, gibt es allerdings nicht – sofern die Vorgaben des CEP und vor allem das 70-Prozent-Kriterium bis Ende 2025 erfüllt werden. Die für das Jahr 2024 angekündigte Erstellung des Bidding Zone Reviews der deutschen ÜNB wird für die weitere Entwicklung entscheidend sein.

Auswirkungen von Preiszonen in Deutschland

Was passiert, wenn das 70-Prozent-Ziel nicht erreicht wird? Und wie könnten die Preiszonen ausgestaltet werden? Darüber müssen die betroffenen Mitgliedstaaten – oder als letzte Instanz die Europäische Kommission – entscheiden. Welche Auswirkungen dies auf die Marktteilnehmer hätte, versuchen wir im Folgenden zu erklären:

Auswirkungen auf Verbraucher

Sollten neue Preiszonen in Deutschland eingeführt werden, bedeutet dies für Verbraucher in Regionen mit Erzeugungsüberhang eher geringere und für Verbraucher in Regionen mit einem Unterangebot eher höhere Strompreise. Aufgrund des fortschreitenden Ausbaus der Windkraft im Norden und Nordosten könnten sich die Verbraucher voraussichtlich freuen, während es für Kunden im Westen und Süden mit weniger Stromangebot eher teurer werden würde.

Das Beratungsunternehmen Aurora Energy Research hat mit Simulationen berechnet, dass daraus ein Preisunterschied von 5 - 9 Euro/MWh für eine Baseload-Lieferung in den Jahren 2030 - 2045 resultieren kann. Zur Einordnung: Der Preis eines Baseloads für das Jahr 2025 liegt zurzeit bei ca. 95 Euro/MWh, für 2027 handelt er bei rund 70 Euro/MWh. [5] Ob diese Preisdifferenzen die Kunden wirklich be- beziehungsweise entlasten ist fraglich, denn die Netzentgelte und staatlichen Abgaben und Steuern werden sicherlich in der Zukunft ebenfalls angepasst und könnten diese Vor- bzw. Nachteile in der Strombeschaffung wieder neutralisieren.

Auswirkungen auf Erneuerbare-Energien-Projekte

Fraglich ist auch, welchen Einfluss die Einführung von Preiszonen auf bestehende Erneuerbare-Energien-Projekte und Verträge haben könnten. Sicherlich werden Projekte im Norden und Nordosten mit Einnahmeverlusten zu rechnen haben und die Wirtschaftlichkeit bestehender und neuer Projekte wird zum Teil stark unter Druck geraten. Dass die Preisdifferenzen zugunsten des teureren Südens und Westens wirken und vermehrte Investitionen in EE-Projekte auslösen, ist absehbar. Zudem steht auf einem anderen Blatt, ob es energiewirtschaftlich sinnvoll ist, in schwächeren Windgebieten die Windkraft auszubauen. Auch die Absicherung der Finanzierung über Power-Purchase-Agreements mit Laufzeiten von zehn und nicht selten 15 Jahren müssten ggf. nachverhandelt werden, wenn Erzeugung und Abnahme nicht in derselben Preiszone liegen und bei Vertragsabschluss keine Regelungen dazu vereinbart wurden.

Auswirkungen auf die Industrie

Die Hoffnung, dass sich neue Industrien in den günstigeren Preiszonen ansiedeln werden, darf ebenfalls bezweifelt werden, denn derartige Investitionen werden nicht allein aufgrund der Höhe des Strompreisniveaus getroffen, sondern sind von vielen anderen Standortfaktoren abhängig – etwa dem Zugang zur allgemeinen Infrastruktur, dem Angebot von Fachkräften in der Region oder der Höhe der staatlichen Beihilfen.

Auswirkungen auf Redispatch und Liquidität

Zwei Folgen werden mit hoher Wahrscheinlichkeit bei einem Preiszonensplitting eintreten: Zum einen werden die Kosten der Redispatch-Maßnahmen deutlich sinken. Zum anderen wird mit Einführung von zwei oder mehr Preiszonen die Liquidität des Großhandelsmarktes gerade auf dem kurzfristigen Day-Ahead- und Intraday-Markt in den einzelnen Preiszonen abnehmen. In einem liquiden Markt finden Stromhandelsunternehmen schnell einen Handelspartner, wenn zum Beispiel für eine Windkraftanlage eine Stunde vor der Lieferung eine neue Einspeiseprognose eintrifft. Wenn aber dieses Matching nicht oder nicht schnell genug erfolgt, müssen anstelle der Stromhandelsunternehmen die betroffenen Netzbetreiber Änderungen in den Einspeiseprognosen von Wind- und Solaranlagen häufiger und teurer mit Regelenergie ausgleichen, deren Kosten auf alle Kunden bzw. Kundengruppen in dem Netzgebiet umgelegt wird.

Fazit

Das Thema Preiszonensplitting in Deutschland ist noch nicht abschließend entschieden und die Sinnhaftigkeit wird bei vielen Marktteilnehmern infrage gestellt. Hinsichtlich der vielleicht nur temporär bestehenden Netzengpässe sollte ein derartiger Eingriff in den Strommarkt wohl überlegt werden, denn der Netzausbau schreitet real sukzessive voran.

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[1] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32019R0943&qid=1574665081379&from=DE

[2] https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/A/aktionsplan-gebotszone.pdf?__blob=publicationFile&v=4

[3] https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/HandelundVertrieb/EuropElektrBinnenmarkt/
Downloads/Genehmigung_622_22_006.pdf?__blob=publicationFile&v=1

[4] https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/
Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Engpassmanagement/Ganzjahreszahlen2022.pdf?__blob=publicationFile&v=1

[5] Stand 15.05.2024.