Eine neue Gerechtigkeitsdebatte ist in der deutschen Energiepolitik entbrannt. Es geht - wie könnte es auch anders sein – um die Verteilung der Kosten aus der Energiewende. Die nord- und ostdeutschen Bundesländer fordern mit Blick auf die bei ihnen durch den Ausbau der erneuerbaren Energien erheblich gestiegenen Verteilnetzentgelte eine Aufteilung der deutschen Einheitspreiszone im Großhandelsmarkt. Es wird als ungerecht empfunden, dass die Kosten für Einspeisemanagement, Netzanschluss und Netzausbau über die Verteilnetzentgelte nur lokal bzw. regional umgelegt werden. Und mit Blick auf diese einseitig verteilten Belastungen wird dann die Frage gestellt, warum denn ganz Deutschland vom günstigen erneuerbaren Strom profitieren soll, wenn die damit verbundenen Kosten nur von den Nord- und Ostdeutschen getragen werden müssen? Eine Idee, dieses Ungleichgewicht zu heilen: Würde man den deutschen Strommarkt in zwei Preiszonen aufteilen – Nord und Süd, grob etwas nördlich von Frankfurt geschnitten, würden die Preise im Norden (eingeschlossen des Ostens) fallen, im Süden steigen. Nur fair, wenn man berücksichtigt, wer die Kosten trägt – so das Argument.

Im Weiteren möchte ich zunächst die Logik hinter dieser Überlegung darstellen. Anschließend zeige ich auf, warum dieser Schuss auch nach hinten losgehen könnte, bevor ich das (aus meiner Sicht) eigentliche Problem herausarbeite und einen Lösungsvorschlag vorstelle. Der vom Präsidenten der Bundesnetzagentur in seinem Interview in der Neuen Osnabrücker Zeitung angerissene Weg, das Thema über die Netzentgelte zu adressieren, geht aus meiner Sicht da schon eher in die richtige Richtung (wobei aus den kurzen Interview-Äußerungen völlig offen ist, wie sich die Bundesnetzagentur das in der konkreten Umsetzung vorstellt).

Warum die Preise im Norden fallen und im Süden steigen

Mit einer Aufteilung des deutschen Strommarktes in zwei Preiszonen würden im Fall eines Netzengpasses im Übertragungsnetz zwei räumlich getrennte Märkte gebildet. Auf diesen zwei Märkten, Nord und Süd, würden die Marktmechanismen aber die gleichen bleiben. Die Preise bilden sich in beiden Märkten weiter über die sogenannte Merit-Order und einem „pay as cleared“. Das heißt, in jeder Stunde setzt das teuerste noch benötigte Kraftwerk mit seinem Gebot den Preis, den dann alle akzeptierten Kraftwerke erhalten.

Mit dem Preiszonensplit wird die gesamtdeutsche Merit-Order im Engpassfall auf eine Merit-Order Nord und eine Merit-Order Süd aufgeteilt, denen dann jeweils die nord- bzw. süddeutsche Nachfrage gegenübersteht. Insbesondere an windreichen Tagen hat die norddeutsche Merit-Order einen großen Bereich mit Grenzkosten von null (die ganze Winderzeugung). Die teure(re)n fossilen norddeutschen Kraftwerke werden aus dem Markt gedrückt, entsprechend setzen Kraftwerke mit günstigeren Grenzkosten bzw. Geboten den norddeutschen Marktpreis, unter Umständen sogar der Windstrom mit Preisen nahe null Euro/MWh.

Diese günstige Erzeugung fehlt im Süden. Daher rutschen hier in der Merit-Order vergleichsweise teure(re) Kraftwerke nach vorne und setzen einen höheren süddeutschen Strompreis. Unterm Strich ergibt sich aus der Aufteilung der Merit-Order gegenüber dem gesamtdeutschen Preisniveau eine Preissenkung im Norden und eine Preiserhöhung im Süden.

Bedenke das Ende

Dieser Effekt bei Auftrennung der Merit-Order ist einfach. Und er wird sich so auch ergeben – nur ist er nicht das Ende der Geschichte einer Auftrennung der deutschen Einheitsstrompreiszone. Denn der deutsche Strommarkt ist auf vielfältige Weise reguliert und von Sozialisierungen aller Art durchsetzt. Zu glauben, dass es einfach bei einer Trennung der Merit-Order bleiben kann (und würde), erscheint vor diesem Hintergrund doch recht kurz gesprungen.

Die Merit-Order-Trennung berührt das Verteilnetz nicht

Zunächst ist festzustellen, dass die Trennung in zwei Preiszonen in Bezug auf das eingangs dargestellte Problem der hohen Verteilnetzentgelte im Norden keinen Effekt hat. Diese entstehen ja durch die Netzausbau und -anschlusskosten (offensichtlich marktpreisunabhängig) und die wirtschaftlichen Auswirkungen des Einspeisemanagements auf der Verteilnetzebene. Die Verteilnetze haben nicht mehr genug Kapazitäten, um den erneuerbaren Strom, in der Regel aus Windkraftanlagen, aufzunehmen und zu verteilen bzw. an das vorgelagerte Netz abzugeben. Entsprechend müssen die dezentralen Erzeugungsanlagen abgeregelt werden. Der Verteilnetzbetreiber muss dem Anlagenbetreiber den Einnahmenausfall vergüten und kann diese Vergütung in seinen Netzentgelten ansetzen – was die Netzentgelte in die Höhe treibt. Und das Problem bleibt auch bei zwei deutschen Preiszonen bestehen. Denn der Marktschnitt nördlich von Frankfurt führt ja nicht dazu, dass es in Mecklenburg-Vorpommern mehr Verteilnetzkapazität oder mehr Nachfrage in der Uckermark gibt.

Insofern bleiben die Verteilnetzentgelte hoch. Man kann natürlich hoffen, dass die Endkunden integriert betrachtet durch die günstigeren Energiepreise entlastet werden. Aber auch bei der Hoffnung auf insgesamt günstigere Preise ist Vorsicht angesagt, wenn man die folgenden Punkte berücksichtigt.

Aus Redispatch wird Einspeisemanagement

Eine wesentliche Kostenposition in den Übertragungsnetzentgelten sind die sogenannten Redispatch-Kosten. Was ist Redispatch? Der deutsche Stromgroßhandelsmarkt führt alle Geschäfte unter der Annahme einer engpassfreien „Kupferplatte“ durch. Die angeschlossenen und produzierenden Kraftwerke sind „irgendwie“ in Deutschland verteilt und mit der Annahme der „Kupferplatte“ wird im Marktprozess auch jede Verteilung als netzseitig technisch umsetzbar angenommen, auch wenn das nicht der Fall ist. Um die Umsetzung der netzseitig nicht darstellbaren Stromflüsse aus der jeweiligen Erzeugungslandschaft kümmert sich der Übertragungsnetzbetreiber.

An einem windreichen Tag bilden die nord- und ostdeutschen Windkraftwerke einen Erzeugungsschwerpunkt. Reicht die Kapazität des Übertragungsnetzes nun nicht, diese Erzeugung abzutransportieren, dann löst der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) das mit Geld. Er weist norddeutsche Kraftwerke an, sich vom Netz zu nehmen und ersetzt ihnen ihren Verdienstausfall aus dieser Abschaltung. Im Süden weist er Kraftwerke, die sich im Marktprozess nicht verkaufen konnten (deren Grenzkosten also über dem Merit-Order-Marktpreis lagen) an, doch zu produzieren und erstattet diesen Kraftwerken ihre höheren Kosten. Die Mehrkosten für die Abschaltung im Norden und die Zuschaltung im Süden werden in den Netzentgelten berücksichtigt.

Das physikalische Engpassproblem bleibt auch bei einer Aufteilung des Strommarkts in zwei Preiszonen bestehen. Im Norden ist immer noch zu viel Windstrom. Der Norden hat auch kurzfristig nicht wirklich viel mehr Verbraucher, die den Windstrom jetzt aufnehmen könnten. Und es gibt immer noch keine Transportkapazitäten, um den Windstrom nach Süden zu bringen. Es muss also vermutlich immer noch abgeregelt werden. Aktuell werden die dafür notwendigen Zahlungen über die Übertragungsnetzbetreiber bundesweit sozialisiert. Mit dem Preiszonensplit stellt sich die offensichtliche Frage, warum der (getrennte) Süden für dieses norddeutsche Problem noch mitzahlen sollte? Im höheren Strompreis im Süden ist der Gegeneffekt ja schon abgebildet: Die teureren süddeutschen Kraftwerke, die „gesamtdeutsch“ nicht über die Merit-Order gezogen wurden (sondern dann vom Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen des Redispatch einzeln geordert und vergütet wurden) kommen jetzt über die Merit-Order in den Markt und setzen mit ihren höheren Grenzkosten bzw. Geboten den Preis für den gesamten süddeutschen Stromverbrauch. Der Süden zahlt also seinen Teil der Auflösung des Netzengpasses über den höheren süddeutschen Merit-Order-Strompreis.

Im Norden wird das Redispatch zu einer Art Einspeisemanagement. Die Kosten werden sich reduzieren, aber ein ganz wesentlicher Kostenblock – die Abregelung von Windstromanlagen und die Erstattung ihrer ausgefallenen Erzeugung zum EEG-Satz, wird bleiben (auch mit zwei Preiszonen bleibt ja das Problem „zu viel Windstrom im Norden“). Und eine gesamtdeutsche Sozialisierung der dabei im Norden anfallenden Kosten über die einheitlichen ÜNB-Netzentgelte wird wohl nicht mehr zu rechtfertigen sein.

Das Ende der Sozialisierung

Womit wir beim nächsten Folgeproblem sind: Aus süddeutscher Sicht sind alle Sozialisierungen im Bereich der erneuerbaren Energien zu hinterfragen und man wird hier wohl auch auf eine Beendigung drängen. Die Netzanschlüsse für die Offshore Windparks werden über die Offshore-Netzumlage bundesweit über alle Kunden sozialisiert. Warum sollte Süddeutschland sich hier weiter beteiligen, wenn man von den positiven Marktpreiseffekten ausgeschlossen werden soll? Der Regelenergieausgleich für den norddeutschen Windstrom wird ebenfalls gemeinschaftlich von den vier Übertragungsnetzbetreibern gestemmt und damit über ganz Deutschland sozialisiert. Auch das wäre zu hinterfragen.

Letztlich gibt es dann auch keinen Grund mehr für ein bundesweit einheitliches Übertragungsnetzentgelt, bei dem insbesondere Baden-Württemberg in die „Energieausgleichskasse“ einzahlt (Baden-Württemberg hatte vor der Einführung des bundeseinheitlichen Übertragungsnetzentgelts die niedrigsten ÜNB-Netzentgelte). Es ist immer die gleiche Logik: Wenn die positiven Markteffekte des EEG-Zubaus allein im Norden verbleiben sollen, dann ist nicht einzusehen, warum die diversen mit dem EEG-Zubau verbundenen Kostenpositionen, die sich an vielen Stellen in der Energiewirtschaft verstecken, noch sozialisiert werden sollten.

Die Lösung liegt genau in der anderen Richtung

Unterm Strich sind die Effekte kaum abschätzbar. Nur eines erscheint sicher: Zu glauben, dass Süddeutschland nach Einführung von Preiszonen in Deutschland weiter willig alle Sozialisierungen der Kosten des EEG-Zubaus mitträgt, scheint doch etwas kurz gesprungen. Und wenn man unterstellt, dass es in der Energiewirtschaft nicht anders ist als sonst auch, dann tragen die wirtschaftlich starken Bundesländer Hessen, Baden-Württemberg und Bayern einen vergleichsweise großen Anteil an dieser EEG-Sozialisierung, allein schon aus der großen Lastdichte in diesen Ländern.

Aber das Problem der nord- und ostdeutschen Verteilnetzbetreiber ist real und konkret. Wenn der gesellschaftliche Konsens ist, dass wir die Energiewende gemeinsam stemmen wollen, dann muss man sich dieses Problems annehmen. Die Antwort liegt aber nicht darin, in unserer vielfach von Sozialisierungen durchsetzten Energiewirtschaft ein einzelnes Thema zu individualisieren.

Eine Antwort kann sein, die Sozialisierung konsequent bis zum Ende durchzuziehen und nicht nur bundeseinheitliche Übertragungsnetzentgelte, sondern auch bundeseinheitliche Verteilnetzentgelte einzuführen. Bei den Übertragungsnetzbetreibern hat man diesen Weg gewählt, weil man erkannt hat, dass die Energiewende die vier ÜNB nicht einheitlich trifft, aber man eigentlich eine gemeinschaftliche Kostentragung erreichen wollte. Die gleiche Thematik trifft jetzt die Verteilnetzbetreiber. Die Energiewende findet im ländlichen Verteilnetz statt. Ländliche, insbesondere nord- und ostdeutsche Verteilnetzbetreiber mit ihrem starken Windausbau sind hier am stärksten betroffen. Warum sollte man hier auf Verteilnetzebene eine andere Antwort geben als auf Übertragungsnetzebene.

In diese Richtung scheinen wohl auch die Überlegungen des Präsidenten der Bundesnetzagentur zu gehen, der in einem Interview den Kundinnen und Kunden von besonders umfangreich vom Windzubau betroffenen Netzbetreibern „faire Netzentgelte“ in Aussicht stellt. Ob er dabei an einen bundeseinheitliches Netzentgelt gedacht hat, bleibt offen. Da er seine Ankündigung an ein dezidiert norddeutsches Publikum richtet (Interview in der Neuen Osnabrücker Zeitung) wäre auch denkbar, dass über netzbetreiberindividuelle Zu- und Abschläge arbeiten möchte. Mir erscheint es jedoch vorteilhafter, die Sozialisierung der Kosten auf Verteilnetzebene konsequent durchzuziehen und nicht eine weitere individuelle Ausgleichskomponente einzuführen. Wie will man das in irgendeinem Sinne „fair“ hinbekommen? Betrachtet man nur die Windanlagen? Wie ist das dann mit einem Netzbetreiber, der sehr viel PV-Erzeugung an seinem Netz hat, aber auch eher wenig dezentrales Absatzpotential? Was ist mit heterogenen Netzgebieten, die nur lokal eine starke Windbetroffenheit haben? Und wie geht man mit Biomasse-Anlagen um? Wie kalkuliert man die EEG-bedingten Netzausbaukosten? Die Komplexität unserer Umlagen und Abgaben ist schon hoch genug, so dass neue Ansätze sich vor allem auch dem Thema Komplexitätsreduktion verschreiben sollten.

Ein schöner und notwendiger Nebeneffekt: Reduktion der Komplexität

Als grobe Skizze könnte eine Umsetzung für einheitliche Verteilnetzentgelte so aussehen, dass die Bundesnetzagentur ein bundeseinheitliches Netzentgeltpreisblatt festlegt, das von allen Verteilnetzbetreibern angewandt wird. Die erzielten Einnahmen werden an einen zentralen Topf abgeführt, aus dem jeder Verteilnetzbetreiber dann wiederum – wie aktuell – seine individuelle Erlösobergrenze gemäß StromNEV und ARegV erhält.

Aber auch aus einem anderen Grund könnte ein bundeseinheitliches Verteilnetzentgelt Sinn ergeben: Die Umsetzung des §14a EnWG-Vorschlags der Bundesnetzagentur. Aktuell haben wir mit 900 Netzbetreibern 900 verschiedene Netzentgelte für einen Haushaltskunden. Die Zahl wird sich hier absehbar vervierfachen, denn es kommt für jeden Haushaltskunden noch der Niedrigtarif, der Hochtarif und der allgemeine Rabatttarif hinzu. Weiterhin kann jeder Netzbetreiber unterschiedliche Zeitfenster für seine statischen, zeitvariablen Tarife festlegen. Man darf gespannt sein, wie die bundesweit agierenden Vertriebe dies alles bis zum 1. Januar 2024 umsetzen werden. Vielleicht ist es an der Zeit, hier auch einmal etwas Komplexität aus dem System zu nehmen und von 900 Netzentgeltpreisblättern auf eines zu gehen.

Fazit: Kein Cherry-Picking bei der Sozialisierung

Die nord- und ostdeutschen Verteilnetzbetreiber haben stark steigende Netzentgelte durch den Zubau erneuerbarer Energien und das Management ihrer dezentralen Einspeisung. Die Antwort kann nicht in einem einzelnen Eingriff, der Bildung von zwei Preiszonen, liegen, wenn weite Teile der deutschen Stromwirtschaft durch zahlreiche und erhebliche Sozialisierungseffekte geprägt sind, nur weil das von Nord- und Ostdeutschland als vorteilhaft angesehen wird. Beim Umgang mit den Kosten der Energiewende folgte man bisher immer dem Zielbild der gemeinschaftlichen Aufgabe. Diesem Ziel folgend wurde auch das bundeseinheitliche Übertragungsnetzentgelt eingeführt.

Die Einführung von Preiszonen im deutschen Strommarkt würde eine heftige und in ihren Folgen unabsehbare Entsozialisierungsdebatte mit sich bringen. Es ist eine tapfere Annahme, zu glauben, dass die süddeutschen Länder sich weiter an der Sozialisierung der Kosten des Wind- und PV-Zubaus beteiligen werden, wenn sie gleichzeitig von den positiven Markteffekten dieses Zubaus ausgeschlossen werden.

Die Frage der Gerechtigkeit der Kostenverteilung in der Energiewende, die von den nord- und ostdeutschen Bundesländern aufgeworfen wird, muss angegangen werden. Der Preiszonensplit mit seinen vielen direkten und in der Folge indirekten Umverteilungen ist da eher der unkontrollierte Schuss mit der Schrottflinte. Kann klappen – muss aber nicht.

Tatsächlich können wir den eingeschlagenen Weg der Sozialisierung der Energiewendekosten kaum noch zurückdrehen. Das wäre auch das falsche Signal angesichts der vor uns liegenden Aufgaben. Insofern sollten wir ihn konsequent zu Ende gehen: Erhalt der deutschen Preiszone und Einführung von bundeseinheitlichen Verteilnetzentgelten. Und im Übrigen wird es mit dem §14a EnWG dann auch (etwas) einfacher.