Aurora-Studie zu Auswirkungen eines Preiszonensplits: höhere Strompreise im Süden, netzbasierte grüne Wasserstoffproduktion im Norden
Berlin (ots)
- Bei Teilung der gesamtdeutschen Stromgebotszone in Nord und Süd wäre der Großhandelsstrompreis im Süden um fünf (2030) bzw. neun (2045) Euro pro Megawattstunde höher als im Norden; verzögerter Netzausbau könnte die Differenz mehr als verdoppeln
- Würden Elektrolyseure vor allem im Norden angesiedelt, fällt der Preisunterschied 2045 mit sechs Euro pro Megawattstunde geringer aus; gleichzeitig kann hier durch den hohen Erneuerbarenanteil sofort mit Netzstrom grüner Wasserstoff hergestellt werden
- Die energieintensive Industrie in der Südzone müsste 2030 mit drei bis sieben Prozent höheren Strompreisen im Vergleich zur Einheitspreiszone rechnen
- Weitere Ergebnisse der Studie im Webinar am 28.09.2023, 15 Uhr ( Info und Anmeldung)
Sowohl auf EU-Ebene als auch in Deutschland selbst wird derzeit die Teilung der einheitlichen deutschen Strompreiszone diskutiert. Hauptgrund dafür ist die ungleiche Verteilung der erneuerbaren Erzeugungskapazitäten - vor allem im Norden - und der großen industriellen Verbraucher - vor allem im Süden. Dieses Ungleichgewicht belastet unter anderem die Stromnetze und behindert die Energiewende, während Preissignale fehlen, die ihm entgegenwirken könnten. Die Teilung der einheitlichen Strompreiszone in eine Nord- und eine Südzone könnte diese regionalen Preissignale bewirken: Nach Einführung der getrennten Zonen würden sich unterschiedliche Großhandelsstrompreise einstellen, mit der Folge, dass eine Megawattstunde im Jahr 2030 im Süden fünf Euro mehr kosten würde als im Norden; bis 2045 würde dieser Preisunterschied auf neun Euro ansteigen. Zu diesem Ergebnis kommen die Analysten von Aurora Energy Research in einer neuen Studie.
"Mit unserer Modellierung wollen wir die hitzige Debatte zur Konfiguration der deutsche Preiszone auf eine breite Faktenbasis stellen", sagt Nicolas Leicht, Energiemarktexperte von Aurora Energy Research. "Sollte eine Gebotszonenteilung angestrebt werden, so scheint eine Aufteilung in eine Nord- und eine Südzone die wahrscheinlichste Option. Diese haben wir modelliert und ihre Auswirkungen auf die Strompreise ermittelt." Dabei bleiben Unsicherheiten, vor allem der Netzausbau: Verzögert sich dieser deutlich, könnte der Preisunterschied pro Megawattstunde zwischen Nord und Süd auf 13 Euro im Jahr 2030 und 24 Euro im Jahr 2045 ansteigen.
Netzbasierter grüner Wasserstoff aus dem Norden - auch für den Süden
Andererseits könnte ein stärkerer Ausbau von Elektrolyseuren im Norden die Preisdifferenz langfristig dämpfen: Wenn vier Gigawatt Elektrolyseurleistung statt im Süden im Norden angesiedelt werden, liegen im Jahr 2045 nur noch sechs Euro zwischen den Großhandelsstrompreisen. Der Anreiz dafür wäre gegeben, denn: "Am meisten profitieren von einem Preiszonensplit die flexiblen Verbraucher, wie etwa Elektrolyseure im Norden, da die Preise dort nicht nur durchschnittlich niedriger wären, sondern auch häufiger Niedrigpreisstunden auftreten würden", sagt Claudia Günther, Leiterin des deutschen Forschungsteams von Aurora Energy Research. "Da in der Nordzone zudem der Anteil der Erneuerbaren am Strommix sehr hoch wäre, könnten Elektrolyseure viel früher mit Netzstrom grünen Wasserstoff erzeugen als es als bei einer einheitlichen Strompreiszone möglich wäre. Dadurch würde sich auch die Wettbewerbsfähigkeit dieses grünen Wasserstoffs um bis zu einem Drittel erhöhen. Wird die innerdeutsche Pipelineinfrastruktur entsprechend schnell ausgebaut, profitieren davon auch industrielle Verbraucher im Süden."
Die Stromkunden würden die Folgen des Preiszonensplits unterschiedlich spüren: Für private Haushalte wäre der Effekt vernachlässigbar. Stärker treffen würde es dagegen die energieintensive Industrie im Süden, die im Vergleich zur aktuellen einheitlichen Preiszone mit um drei bis sieben Prozent höheren Strompreisen rechnen müsste und damit im internationalen Wettbewerb schlechter gestellt würde. Im Vergleich zu den Strompreisen im Norden würde das Mehrkosten in Höhe von 400 Millionen Euro pro Jahr bedeuten. Der Preiszonensplit könnte zudem für industrielle Stromverbraucher den Stromeinkauf schwieriger machen: Terminmärkte in kleineren Preiszonen sind weniger liquide, außerdem ist der Abschluss von PPAs über Zonengrenzen hinweg komplexer.
Für Studienautor Leicht ist eines dennoch klar: "Um die Akzeptanz der Energiewende und das Tempo des Umbaus der Energiesysteme marktbasiert zu erhöhen, brauchen wir regionale und lokale Preissignale. Wie unsere Berechnungen zeigen, würde die Aufteilung der deutschen Preiszone diese Preissignale bewirken. Sie ist aber nur einer von verschiedenen gangbaren Wegen."
Details und weitere Ergebnisse der Studie erfahren Sie in einem kostenlosen öffentlichen Webinar am Donnerstag, 28. September 2023, 15:00 Uhr. Anmeldung hier.
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