Netzengpasskosten sinken: Was Netzreformen im Stromsystem ändern

Strom ist heute oft genau dort reichlich vorhanden, wo er nicht gebraucht wird. Besonders bei Windstrom zeigt sich das regelmäßig. Im Norden Europas drehen sich Turbinen mit hoher Leistung, während Industriezentren im Süden oder in Ballungsräumen Energie benötigen. Wenn das Stromnetz diese Mengen nicht transportieren kann, greift ein Mechanismus ein, der für viele Verbraucher unsichtbar bleibt, aber Kosten verursacht.

Netzbetreiber müssen Kraftwerke herunterfahren, andere Anlagen hochfahren oder Strom aus erneuerbaren Quellen abregeln. Dieses Eingreifen nennt sich Redispatch. Die Kosten für solche Eingriffe werden als Netzengpasskosten oder constraint costs bezeichnet. Sie tauchen später indirekt in Netzentgelten und Systemkosten auf.

Eine aktuelle Analyse von LCP Delta und begleitende Modellstudien zeigen nun, dass Reformen im Strommarkt diese Eingriffe reduzieren können. In Modellrechnungen für das britische Stromsystem lagen die operativen Einsparungen durch effizienteres Engpassmanagement im Durchschnitt bei etwa 3,1 Pfund pro Megawattstunde Strom. Hochgerechnet auf den Jahresverbrauch ergibt sich ein Potenzial von mehreren hundert Millionen Pfund pro Jahr.

Für Verbraucher bedeutet das nicht automatisch niedrigere Strompreise. Aber es verändert die Struktur der Systemkosten. Wer Energie nutzt, produziert oder speichert, wird stärker spüren, wo Strom im Netz knapp ist und wo er im Überfluss vorhanden ist.

Netzengpasskosten entstehen, wenn Stromleitungen nicht genug Kapazität haben, um Energie zwischen Regionen zu transportieren. Das Stromsystem reagiert dann mit Eingriffen, die eigentlich unnötig wären, wenn das Netz unbegrenzt leistungsfähig wäre.

Ein typischer Ablauf sieht so aus. Ein Windpark produziert viel Strom, doch eine wichtige Übertragungsleitung ist ausgelastet. Damit das Netz stabil bleibt, muss der Betreiber die Produktion reduzieren. Gleichzeitig wird in einer anderen Region ein Kraftwerk hochgefahren, das näher an den Verbrauchern liegt.

Diese zusätzliche Steuerung verursacht Kosten. Betreiber erhalten Entschädigungen für das Abregeln von Anlagen oder für das kurzfristige Hochfahren von Kraftwerken. In der Summe entstehen daraus sogenannte Redispatch‑Kosten. In Großbritannien lagen die Kosten für solche Eingriffe im Jahr 2023 laut Modellanalysen bei mehr als 2 Milliarden Pfund.

Diese Mechanismen sind technisch notwendig, verursachen aber Systemkosten. Je stärker der Anteil erneuerbarer Energien wächst und je weiter Produktion und Verbrauch räumlich auseinanderliegen, desto häufiger treten solche Situationen auf.

Netzreformen setzen genau an diesem Punkt an. Ziel ist, Stromproduktion und Stromverbrauch stärker nach Netzrealität zu steuern. Das kann über regionale Strompreise oder über bessere Signale im Markt passieren.

In mehreren Modellrechnungen wurde untersucht, wie sich sogenannte zonale Strommärkte auswirken würden. Dabei wird ein Land in mehrere Preiszonen aufgeteilt. Wenn in einer Region viel Strom vorhanden ist, sinkt dort der Großhandelspreis. In Regionen mit knapper Netzkapazität steigt er dagegen.

Diese Preissignale verändern Entscheidungen im System. Kraftwerke reagieren auf regionale Preise, Speicher werden dort betrieben, wo sie Engpässe entlasten können, und Stromverbrauch kann sich stärker an günstige Regionen oder Zeiten anpassen.

Eine Modellstudie mit einem offenen Energiesystemmodell auf Basis der Software PyPSA kam für Großbritannien zu einem Ergebnis von rund 3,1 Pfund Einsparung pro Megawattstunde allein bei den operativen Systemkosten. Je nach Annahme über die Verteilung der Engpasserlöse ergaben sich Gesamtvorteile zwischen etwa 370 und 770 Millionen Pfund pro Jahr.

Wichtig ist dabei der Unterschied zwischen kurzfristigen Betriebskosten und langfristigen Investitionen. Die Studien zeigen vor allem Effizienzgewinne im laufenden Betrieb des Stromsystems.

Ein vereinfachtes Beispiel hilft, die Mechanik zu verstehen. In einer windreichen Region im Norden entstehen große Strommengen. Gleichzeitig liegt der größte Teil der Industrie im Süden. Zwischen beiden Regionen gibt es nur eine begrenzte Zahl leistungsfähiger Stromleitungen.

An einem besonders windreichen Tag produziert der Norden deutlich mehr Strom, als lokal verbraucht werden kann. Die Leitungen in Richtung Süden erreichen ihre maximale Auslastung. Ohne Eingriff würde das Netz instabil.

Der Netzbetreiber reagiert deshalb mit zwei Maßnahmen. Ein Teil der Windparks wird heruntergeregelt. Gleichzeitig wird ein Kraftwerk im Süden angewiesen, zusätzliche Leistung zu liefern. Beide Betreiber erhalten dafür eine Vergütung.

In einem System mit stärker regionalen Preissignalen würde sich ein Teil dieser Situation anders entwickeln. Strompreise im Norden sinken in Zeiten hoher Produktion. Das macht es attraktiver, Stromspeicher zu laden oder stromintensive Prozesse dorthin zu verlagern. Gleichzeitig steigen die Preise im Süden leicht, wodurch dort mehr lokale Erzeugung aktiviert wird.

Der Engpass verschwindet damit nicht vollständig. Aber er tritt seltener auf und muss seltener durch teure Eingriffe im Netzbetrieb gelöst werden.

Sinkende Netzengpasskosten wirken meist indirekt. Sie tauchen nicht sofort auf der Stromrechnung auf. Stattdessen verändern sie langfristig die Struktur der Netzentgelte und die Risiken im Energiesystem.

Für Unternehmen bedeutet das vor allem eine strategische Frage. Wo wird Strom produziert und wo verbraucht? In Regionen mit häufigen Engpässen können Netzrestriktionen ein Kostenrisiko darstellen. Gleichzeitig entstehen Chancen für flexible Verbraucher.

Drei Strategien werden deshalb wichtiger. Erstens flexible Lasten. Produktionsprozesse, die sich zeitlich verschieben lassen, können günstige Stromphasen nutzen. Zweitens Speicherlösungen. Batterien oder thermische Speicher helfen, Überschüsse lokal aufzunehmen. Drittens langfristige Stromlieferverträge mit regionaler Erzeugung.

Auch Kommunen spielen eine Rolle. Städte mit eigener erneuerbarer Erzeugung und lokalen Speichern können Engpasssituationen besser nutzen. Gleichzeitig wird Standortpolitik für energieintensive Unternehmen enger mit der Netzstruktur verknüpft.

Die Treiber dieser Entwicklung sind klar. Netzbetreiber brauchen effizientere Steuerung, Industrie sucht stabile Energiepreise, und der Ausbau erneuerbarer Energien verschiebt die geografische Logik des Stromsystems.

Netzengpasskosten sind ein Nebenprodukt der Energiewende. Je mehr Strom aus Wind und Sonne kommt, desto häufiger liegen Produktion und Verbrauch an unterschiedlichen Orten. Eingriffe im Netzbetrieb gleichen diese Unterschiede aus, verursachen aber erhebliche Systemkosten.

Analysen von LCP Delta und wissenschaftliche Modellrechnungen zeigen, dass Reformen im Strommarkt einen Teil dieser Kosten reduzieren können. Regionale Preissignale, bessere Marktmechanismen und mehr Flexibilität im System führen dazu, dass Strom seltener abgeregelt oder künstlich umgeleitet werden muss.

Für Verbraucher wird der Effekt meist indirekt bleiben. Für Unternehmen, Kommunen und Energieprojekte dagegen wird die Frage nach Standort, Flexibilität und Speicherfähigkeit immer wichtiger. Wer diese Faktoren berücksichtigt, kann Risiken im Stromsystem deutlich besser steuern.