Aktuell läuft der sogenannte AgNes-Prozess, mit dem die Bundesnetzagentur die Netzentgeltsystematik reformieren will. Noch stehen die finalen Entscheidungen aus, doch die Einführung dynamischer Netzentgelte steht im Raum. Diese sollen netzdienliches Verhalten von Anlagen fördern und den Redispatch-Bedarf reduzieren.
Welche Auswirkungen regional differenzierte, dynamische Netzentgelte auf das deutsche Stromsystem hätten, haben die Analysten von Aurora Energy Research daher auch in einer Studie im Auftrag eines Konsortiums – bestehend aus EnBW, Engie, Leag, Onyx Power, RWE, Trianel und Statkraft untersucht. In ihrer Modellierung ging es darum, die Auswirkungen dynamischer Netzentgelte für Erzeuger und Batteriespeicher auf den Kraftwerkseinsatz (Dispatch) und auf Netzengpässe (Redispatch) zu ermitteln. Dafür haben sie sechs verschiedene Szenarien für regionale dynamische Netzentgelte in 22 Regionen und zwei Analysejahre (2029 und 2037) betrachtet.
Die Ergebnisse zeigen, dass dynamische Netzentgelte den Redispatch-Bedarf nur teilweise reduzieren, dafür aber starke systemische Nebenwirkungen verursachen. Bereits bei niedrigen dynamischen Netzentgelten zeigen die Berechnungen für das Jahr 2037 eine ausgelöste Erzeugungsverschiebung von 54 Terawattstunden. Dies würde deutlich über den 19 Terawattstunden an Redispatch-Volumen liegen, die die Analysten in ihrem Basisszenario ohne dynamische Netzentgelte annehmen. Je nach Annahme und Ausgestaltung ließe sich eine Reduktion des Redispatch-Volumens um 5 bis 63 Prozent erreichen. Allerdings würde gleichzeitig die Einspeisung aus Erneuerbaren-Anlagen deutlich sinken, während thermische Erzeugung zulegt. Dies bliebe nicht ohne Folgen für die Strompreise und CO2-Emissionen. Nach den Annahmen von Aurora Energy Research würde die höhere thermische Erzeugung den Grundlastpreis gegenüber dem Basisszenario um 13 Prozent erhöhen. Die CO2-Emissionen lägen 2029 um 26 Prozent und 2027 um 22 Prozent höher. Der damit verbundene Wohlfahrtsverlust könnte den Analysten zufolge je nach Ausgestaltung der dynamischen Netzentgelte damit 2029 zwischen 1,1 und 1,6 Milliarden Euro liegen.
Kosten und Erlöse variieren stark nach Region
Aurora Energy Research hat sich auch die Verteilungseffekte der dynamischen Netzentgelte genauer angeschaut. Im Ergebnis würden sich Kosten und Erlöse stark zwischen Regionen und Akteuren verschieben, was wiederum mit Risiken für Investitionen und die Akzeptanz verbunden wäre. So könnte die Wirtschaftlichkeit bestehender und neuen Windkraft- und Photovoltaik-Projekte je nach Region stark belastet werden. Bei Wind-Onshore und -Offshore zeigen sich Mindererlöse von bis zu 70 Prozent. Für Photovoltaik-Anlagen hat Aurora Energy Research die Mindererlöse bei bis zu 45 Prozent 2037 für Regionen mit Netzengpässen und starkem Ausbau ermittelt. In vielen Regionen seien jedoch hohe Erlössteigerungen möglich, wobei diese Anlagen keinen Beitrag zur Reduzierung des Redispatch-Bedarfs liefern würden.
„Grundsätzlich ist es ein richtiger Schritt, Marktentscheidungen näher an die Netzrealität heranzuführen“, sagen die Analysten zur Einordnung ihrer Studie. „Unsere Ergebnisse zeigen jedoch, dass eine regionale Ausgestaltung dynamischer Netzentgelte mit begrenzter räumlicher Granularität erhebliche Zielkonflikte mit sich bringen kann.“ So werde eine entlastende Wirkung für die Netze durch systemweite Ineffizienzen, Wohlfahrtsverluste und herausfordernde Verteilungseffekte überlagert. „Strukturelle Einschränkungen – etwa durch regionale Aggregation, Prognoseunsicherheiten und fehlende Zielgenauigkeit – begrenzen die Eignung regionaler dynamischer Netzentgelte als zentrales Instrument des Engpassmanagements“, heißt es von Aurora Energy Research weiter.
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Ist der Sinn dynamischer Netzentgelte nicht, Erzeugung und Verbrauch besser in Einklang zu bekommen? Wie kann man dann in der Modellierung die Verbrauchsseite komplett rauslassen und wenn man schon von Wohlfahrtverlusten/gewinnen spricht, dann muss man doch vor allem auch regionalökonomische Effekte abbilden. Allerdings wurde sowas auch nicht betrachtet: „Wir modellieren keine Investitionsreaktionen, wie etwa einen reduzierten Zubau
oder vorzeitige Stilllegungen, die durch veränderte betriebswirtschaftliche
Bedingungen infolge von dNE ausgelöst werden könnten. “
Vielleicht habe ich einen Denkfehler, aber werden die Aussagen der Studie dann nicht ein stückweit infrage gestellt?
„„Grundsätzlich ist es ein richtiger Schritt, Marktentscheidungen näher an die Netzrealität heranzuführen“, sagen die Analysten zur Einordnung ihrer Studie.“
Welche ‚Netzrealität‘ (Datenbasis dazu?) bei den Strom-Verteilnetzbetreibern?
Wo findet man Daten zur ’saisonalen Auslastung‘ der Stromverteilnetze (in ausreichender (zeitlicher) Granularität, 15-Minuten wie beim Börsenstrommarkt?)?
„Unsere Ergebnisse zeigen jedoch, dass eine regionale Ausgestaltung dynamischer Netzentgelte mit begrenzter räumlicher Granularität erhebliche Zielkonflikte mit sich bringen kann.“ So werde eine entlastende Wirkung für die Netze durch systemweite Ineffizienzen, Wohlfahrtsverluste und herausfordernde Verteilungseffekte überlagert. „Strukturelle Einschränkungen – etwa durch regionale Aggregation, Prognoseunsicherheiten und fehlende Zielgenauigkeit – begrenzen die Eignung regionaler dynamischer Netzentgelte als zentrales Instrument des Engpassmanagements“
zwei Sachen, die sofort rausstechen:
-„Strukturelle Einschränkungen“
-„fehlende Zielgenaugkeit“
was könnte denn da Abhilfe schaffen? 🤔
Mir fällt dazu etwas ein. Wie wäre es denn mit flächendeckenden Ausbau von SmartMeter?
und siehe da, da kommt man dem ⤵️
„Grundsätzlich ist es ein richtiger Schritt, Marktentscheidungen näher an die Netzrealität heranzuführen“ sehr viel näher.
Bin mir nicht sicher, ob ich das richtig verstehe. Aber ist denn hier auch bedacht, dass „genügend“ und ggf. auch strategisch (netzdienlich) positionierter Speicher hier erst die grundlegenden Vorteile bringen?
Welche Mengen und Annahmen wurden hier zu Grunde gelegt?
Schlimm, was für Kunstgriffe hier erdacht werden, nur um nicht an das Grundproblem „Einheitliche Strompreiszone“ ran zu müssen.
Mehrere Strompreiszonen: 0€ Redispatch.
Vielleicht könnte man eine Artikelreihe („Was macht eigentlich … eine Netzleitstelle“) über Netzleitstellen machen und dabei die modernste und die ‚ausbaufähigste‘ Leitstelle, mit Rücksicht auf die Sicherheitseinwände, im d.-weiten (oder sogar europaweiten) Stromverteilnetz bzw. Übertragungstromnetz, vorstellen und in einem offenen Gespräch die Bedingungen für den vorbildlicheren Ansatz und auch die Hemmnisse für die Entwicklungsverzögerungen, jeweils, ansprechen, bzw. den Verteilnetzbetreibern (jeweiliger Netzgrössen) eine Möglichkeit geben, deren Aufgabenbereich und die Anforderungen denen sich die Netzorganisation gegenüber sieht, darzustellen?
… interessant wäre das und ein Vorteil für das gegenseitige Verständnis … (?)