Was machen die itemsianer eigentlich den ganzen Tag? Zum Beispiel, wenn sie als Marketing Managerin tätig sind? Um das herauszufinden, haben wir heute mit Lea Felzmann gesprochen.
Lea, du arbeitest bei uns als Marketing Managerin. Kannst du uns ein wenig mehr über deinen Aufgabenbereich berichten?
Als Marketing Managerin kümmere ich mich überwiegend um die Veranstaltungsplanung sowie um die Erstellung von allen Grafiken, die wir sowohl im Print als auch im Digitalbereich benötigen. Dabei arbeite ich in vielen verschiedenen Bereichen mit unterschiedlichen Teams eng zusammen. Ich unterstütze bei der Social Media Planung und bin außerdem in die Bearbeitung unserer Homepage involviert. Wenn es um Veranstaltungen geht, bin ich ebenfalls stets aktiv dabei. Die Themenfelder und Aufgaben sind vielfältig und spannend.
Das klingt abwechslungsreich. Was gefällt dir an dem Job am meisten?
Ja, die Arbeit im Marketing bei der items ist sehr abwechslungsreich. In meinem Kernbereich macht mir die Betreuung und Organisation einer Veranstaltung von Anfang bis Ende ebenso große Freude, wie die grafische Begleitung. Dazu gehört das Erstellen aller Online-Grafiken und Drucksachen, einschließlich der Einladungen.
Vor allem bietet mir meine Arbeit aber viele Berührungspunkte mit anderen Abteilungen, wie der Personalabteilung. Es gibt immer wieder Schnittmengen bei Themen wie Employer Branding, Stellenausschreibungen und verschiedenen Azubi-Portalen. Die enge abteilungsübergreifende Zusammenarbeit, der Austausch im Team und mit den Kolleginnen und Kollegen gefällt mir sehr. Dabei machen der vertrauensvolle Umgang und das familiäre Arbeitsklima die items und den Job für mich zu etwas Besonderem.
Hört sich an, als fühltest du dich wohl! Hattest du schon früh den Wunsch, im Marketing zu arbeiten?
Tatsächlich ja, schon immer: Mein Onkel hatte eine Werbeagentur und auch meine Eltern arbeiten beide in einem kreativen Beruf. Für mich war schnell klar, dass ich in ebenfalls meine Kreativität einsetzen möchte. Durch die positiven Einblicke bei meinem Onkel habe ich mich für eine Ausbildung als Mediengestalterin für Digital und Print entschieden. Im Laufe der Zeit kamen dann viele Bereiche des Marketings hinzu. Somit mache ich heute genau das, was ich beruflich machen wollte und auch weiterhin möchte.
Schön, dass du deinen Traumberuf bei uns gefunden hast und uns hoffentlich noch lange erhalten bleibst. Lea, wir danken dir für diesen spannenden Einblick in deine tägliche Arbeit!
Gestalte zusammen mit uns die Zukunft der Versorgungs- und Mobilitätssektors
Die Bedeutung von Mieterstromprojekten für die Energiewende
Bis zum Jahr 2030 soll in Deutschland nach dem Willen des Gesetzgebers 80 % der erzeugten Strommenge aus regenerativen Energien stammen. Hierfür ist ein großer Ausbau Erneuerbarer Energien erforderlich, da deren Anteil am deutschen Strommix noch bei ca. 45 %% liegt. Auf Basis des Koalitionsvertrages der aktuellen Bundesregierung soll die Realisation von 80 % erneuerbarer Energien bis 2030 primär durch die Photovoltaik und Windkraft erfolgen.
Bei einem Blick in die Vergangenheit der Förderung und den Ausbau erneuerbarer Energien ist festzustellen, dass vor allem Hauseigentümer von der Förderung für den Bau einer EE-Anlage profitieren konnten und die Errichtung verstärkt im ländlichen Raum stattfand. Gerade in städtischen Gebieten, die im Gegensatz zum ländlichen Raum einen höheren Anteil von Mietern aufweisen, besteht daher noch ein größeres Ausbaupotential im Bereich der Photovoltaik. Denn bis zum EEG 2016 konnten Mieter nicht von steuerlichen Erleichterungen profitieren, da im juristischen Sinne kein Eigenverbrauch möglich war, weil hierfür der Anschlussnehmer und Anschlussnutzer dieselbe Identität aufweisen müssen.
Um Mieter in die Energiewende zu integrieren, wurde daher das Konzept des Mieterstroms entwickelt. Dies sollte Mietern ermöglichen, von einem vergünstigten Strompreis zu profitieren, wenn ihr Vermieter eine Installation einer Photovoltaikanlage auf dem Hausdach ermöglicht und ein räumlicher Zusammenhang der Erzeugung und des Verbrauchs gegeben ist. Da die Fördersätze für den überschüssigen, eingespeisten Strom in das öffentliche Stromnetz im Mieterstrommodell jedoch zu gering waren und die steuerlichen Erleichterungen für Mieter (Bsp. Zahlung der EEG-Umlage für Mieter auf den Eigenverbrauch) nicht denen mit Hauseigentümern gleichgesetzt wurden, war die Errichtung von Mieterstromprojekten in den vergangenen Jahren noch ein Randthema, welches sich wenig auf die Stabilität bzw. Belastung des Verteilnetzes auswirkte.
Bedingt durch die Anhebung der Fördersätze in der vergangenen EEG-Novelle vom Juli 2022, dem starken Anstieg der Strompreise am Markt und dem Streben zur Erreichung der Klimaziele auf lokaler Ebene rückt das Mieterstrommodell immer stärker in den Fokus der Energiewirtschaft. Für Stromnetzbetreiber bedeutet diese Entwicklung eine stärkere Beanspruchung ihrer Netzinfrastruktur, da sich die Letztverbraucher von klassischen Haushaltskunden, welche ausschließlich Energie verbrauchen, zu Prosumern entwickeln, welche sowohl Energie produzieren, in das öffentliche Stromnetz einspeisen sowie Strom aus dem öffentlichen Stromnetz beziehen. Hierbei kann nicht nur das Szenario auftreten, dass die Mieter Strom von einer PV-Anlage auf dem Hausdach partizipieren, sondern das Modell mit zusätzlichen, größeren Verbrauchern wie z. B. Ladeinfrastruktur oder einer Wärmepumpe erweitert wird.
In allen diesen Fällen steigt die Belastung für die Betriebsmittel im Stromnetz an. Auch sind die Letztverbraucher für den Verteilnetzbetreiber als auch dem Lieferanten hinsichtlich ihres Verbrauchsverhaltens neu zu prognostizieren und zu bewerten. Hierzu wurde im Rahmen einer studentischen Seminararbeit im Auftrag der items untersucht, welche Auswirkungen Mieterstromprojekte auf das lokale Verteilnetz und seine Betriebsmittel haben können. Außerdem sollte untersucht werden, wie eine Lastkurve in einem Mieterstromprojekt aussehen könnte. Im Rahmen dieses Blogbeitrags wollen wir euch die wesentlichen Ergebnisse und Vorgehensweise der Seminararbeit vorstellen.
Der Untersuchungsschwerpunkt der Seminararbeit
Für die Durchführung der Seminararbeit wurde eine Roadmap erstellt, welche die wesentlichen Arbeitsschritte definieren sollte. Ausgangspunkt der Seminararbeit war die Definition eines Mieterstromreferenzobjektes, welches für die spätere Simulation genutzt werden sollte. Für die Simulation wurde auf das Simulationstool Neplan zurückgegriffen. Als Datenbasis wurde für die Simulation auf unterschiedliche (Standard-)Lastprofile zurückgegriffen, welche entweder auf empirischen Daten oder realen Messungen einzelner Versorger beruhen.
Nach der Modellierung des Mieterstromreferenzobjektes wurde das Lastverhalten innerhalb des Gebäudes analysiert und wie die PV-Anlage oder zusätzliche Verbraucher den Lastverlauf verändern. An dieser Stelle fand bereits eine Analyse des Hausanschlusses bzw. der Hausanschlussleitung statt, ob dieser der neuen Belastung standhielt. Als Prämisse wurde festgesetzt, dass der Hausanschluss nicht mehr als 65 % belastet werden soll, um die Lebensdauer durch zu starke thermische Erhitzung nicht weiter zu verkürzen.
Im Anschluss wurde das Mieterstromreferenzmodell in einen realen Netzabschnitt eingebettet und eine Simulation für den gesamten Netzabschnitt durchgeführt, um zu untersuchen, ob eine Überlastung der Betriebsmittel entsteht. Zum Schluss wurde ein Ausbauszenario für 2035 definiert und eine Überschlagsrechnung durchgeführt, ob eine Netzerweiterung erforderlich ist.
Die Datenbasis des Simulationsmodells
Um das Einspeise- und Lastverhalten in Neplan simulieren zu können, wurde im ersten Schritt auf die Methodik der Zeitreihenanalyse auf Basis von Standardlastprofilen zurückgegriffen. Bei einem Mieterstromobjekt ist eine Kombination aus unterschiedlichen Lastprofilen notwendig, da der Mieter nicht mehr als klassischer SLP-Kunde mit einem festen Lastprofil prognostiziert werden kann. Vielmehr wirken sich die PV-Anlage und weitere größere Verbraucher wie z. B. eine Wärmepumpe oder Elektromobil auf das Gesamtverhalten des Objektes und damit auf die Netzbelastung aus.
Für die Modellierung des Mieterstrommodells wurde daher auf mehrere Standardlastprofile zurückgegriffen. Verwendet wurden insgesamt folgende Lastprofile:
Ein Lastprofil für Haushaltskunden H0 bereitgestellt vom BDEW
Ein Lastprofil für die PV-Anlage auf Basis von Durchschnittswerten des eigenen EDM-Systems
Ein Lastprofil für Elektromobile aus einer realen Projektmessung eines EVUs
Ein Lastprofil für Wärmepumpen aus einer realen Projektmessung
Bei den Lastprofilen ist zu berücksichtigen, dass die einzelnen Lastprofile sich nicht über den gleichen Zeithorizont erstrecken. So liegen für das H0-, das e-Auto- und PV-Lastprofil nur Tageslastgänge auf 15min-Basis vor, während für das Wärmepumpenlastprofil eine vollständige Jahresmessung für das Jahr 2019 auf 15min-Basis vorlag. Da das Simulationstool Neplan nur Lastprofile auf Tagesbasis unterteilt, nach Jahresquartalen abbildet und kein Import von ganzen CSV-Lastgängen in der Demo-Version möglich war, wurde alle Lastgänge auf eine Quartalsbetrachtung nach Tagesprofilen auf Stundenbasis angepasst. Somit hat jeder Erzeuger / Verbraucher für jedes Quartal einen eigenen Lastgang, welcher zwischen Werktagen, Samstagen und Sonntagen differenziert.
Parameter des Mieterstromreferenzmodells
Zur Beurteilung des Lastprofils eines Mieterstromobjektes wurde in der Seminararbeit ein Mieterstromreferenzmodell entwickelt, welches die typischen Eigenschaften eines Mieterstromobjektes darstellen und dessen Lastprofil unter Berücksichtigung verschiedener Erzeuger bzw. Verbraucher analysiert werden soll. Da Mieterstromobjekte vor allem in Mehrfamilienhäuser umgesetzt werden, wurde der Analyseschwerpunkt für das Referenzobjekt ausschließlich auf Mehrfamilienhäuser eingeschränkt.
Nach einer Studie der ista zur Analyse des Bestandes von Mehrfamilienhäusern besteht in NRW ein solches Haus aus durchschnittlich 6 Wohneinheiten mit einer Wohnfläche von 70 m2 je Wohneinheit. Die gesamte mittlere Heizfläche beträgt 472 m2. Als Grundfläche wurde eine Annahme von 15,7 m × 10 m getroffen, mit je 2 Wohneinheiten pro Etage. Es wird die Annahme getroffen, dass alle Parteien am Mieterstrommodell teilnehmen.
Die Auslegung der erforderlichen Hausanschlusskapazität erfolgte auf Basis der DIN 18015-1 Planung von elektrischen Anlagen in Wohngebäuden. Es wurde eine elektrische Anschlussleistung von 48 kVA festgelegt. Als Hausanschlusskabel wurde ein NAYY-Kabel verwendet, mit einem Querschnitt von 50 mm2. Die Auswahl des Querschnittes erfolgte auf Basis der Simulation der Strombelastbarkeit. Der jährliche Strombedarf wurde auf 18.000 kWh (3000 kWh je WE) festgelegt. Dies entspricht ca. 375 Vollbenutzungsstunden. Für die PV-Anlage wurde eine 20 kWPeak Anlage definiert.
In weiteren Modellschritten wurde die Annahme getroffen, dass 50 % der Wohnparteien über einen eigenen Ladepunkt mit maximal 11 kW verfügen und das Gebäude mit einer Wärmepumpe mit einer elektrischen Anschlussleistung von ca. 23,6 kW verfügt. Die Berechnung der Heizlast erfolgte unter der Annahme, dass es sich um ein KfW 60 Haus handelt.
Analyse der Lastprofile im Mieterstromreferenzobjekt
Im Rahmen der Analyse des Mieterstromreferenzobjektes (mit nur einer PV-Anlage) in Neplan wurde sichtbar, dass die PV-Anlage deutlich zur Steigerung des Autarkiegrades beitragen kann. Gerade im Sommer konnte ein Eigenverbrauch von bis zu 50 % erreicht werden. Aufgrund des hohen Eigenbedarfs kam es auch nur in dieser Jahreszeit zu einer Netzeinspeisung. Begünstigt wurde der hohe Eigenverbrauch dadurch, dass die Erzeugungsspitze der PV-Anlage und die Verbrauchslastspitze etwa zu einem selben Zeitraum auftreten.
Bei einer Erweiterung des Modells um die Ladeinfrastruktur (LIS) war erkennbar, dass die LIS eine deutlich höhere Lastspitze mit ca. 15 kW aufweist als die Summe der Wohneinheiten mit knapp 5,5 kW. Hinzu kommt, dass die Lastspitzen des allgemeinen Stromverbrauchs und der LIS etwa zeitgleich auftreten, was perspektivisch hohe Lastspitzen zur Folge hat. Gleichzeitig sinkt der Eigenverbrauch durch die Implementierung der zusätzlichen Verbraucher.
Fügt man dem Mieterstromreferenzmodell noch eine Wärmepumpe hinzu, steigt die Last weiter an. Da im Winter die Wärmepumpe zu einigen Zeitpunkten an ihre Leistungsspitze (23,6 kW) kommt, trägt die Wärmepumpe zu einer deutlich höheren Last als die LIS bei. Allerdings treten die Lastspitzen der Wärmepumpe und der LIS etwas zeitversetzt voneinander auf.
Auswirkung des Mieterstromprojektes auf den Hausanschluss
Neben der Analyse der Lastprofile in Abhängigkeit der verschiedenen Ausbaustufen (PV-Anlage, LIS, Wärmepumpe) wurde im nächsten Schritt die Belastung der Hausanschlussleitung analysiert. Hierfür wurden je Ausbaustufe mit der PV-Anlage simuliert und einmal ohne, da eine Dunkelflaute mitberücksichtigt werden sollte. Im Rahmen der Simulation war zu erkennen, dass mit der Implementierung der PV-Anlage und der LIS noch keine Erweiterung des Hausanschlusses erfolgen muss. Die PV-Anlage trägt jedoch in allen Fällen zur Entlastung bei. Erst bei der Implementierung der Wärmepumpe kam es zu einer thermischen Überlastung der Hausanschlussleitung, weswegen eine Erweiterung um eine weiteres 50 mm2 Kabel vorgenommen wurde. Bei der Simulation des Hausanschlusses ist zu berücksichtigen, dass die Simulation mit dem Worst-Case-Szenario gerechnet wurde und die maximale Leistung zu jedem Zeitpunkt angesetzt wurde. Lastprofile wurden in diesem Schritt nicht verwendet, erst in der späteren Netzsimulation im Verteilnetz. Spannungsbandprobleme traten in keiner der Simulationen auf.
Auswirkung des Mieterstromprojektes auf das Verteilnetz
Im nächsten Schritt wurde das Mieterstromreferenzmodell in ein Niederspannungsnetz (0,4 kV) implementiert. Ausgewählt wurde ein Wohngebiet in einem städtischen Randgebiet. Das Netz wurde als offenes Ringnetz betrieben. Als Übergabepunkt diente ein Ortsnetztransformator mit einer Anschlussleistung von 400 kVA. Als Kabeltyp wurden ausschließlich NA2X2Y-J-Kabel verwendet, mit Querschnitten von 35 bis 150 mm2. In dem Netzabschnitt war bislang nur eine einzige PV-Anlage mit einer Anschlussleistung von 6 kW angeschlossen. Die Leistung der real installierten Hausanschlüsse waren nicht im System gepflegt und wurden ebenfalls über die DIN 18015-1 ermittelt.
Die Auswirkungen des Mieterstromobjektes im Verteilnetz wurden in zwei Stufen durchgeführt. Einmal wurde die Auswirkung des Mieterstromobjektes nur mit einer PV-Anlage, mit und ohne Lastprofile analysiert. In der zweiten Stufe wurde das Modell dann um die Wärmepumpe und LIS erweitert. Insgesamt konnte festgestellt werden, dass das einzelne Mieterstromobjekt mit nur einer PV-Anlage zu keiner Überlastung der Betriebsmittel führte. Die implementierte PV-Anlage wirkte sich hingegen positiv auf das einzuhaltende Spannungsband aus, da noch eine geringe Anzahl von Einspeisern im untersuchten Netzabschnitt vorhanden waren. Mit der Erweiterung des Modells um die Wärmepumpe und der LIS stieg die Betriebsmittelbelastung jedoch um etwa 1/3 an. Bei der Simulation ohne Lastprofile waren erste Betriebsmittel bereits überlastet. Bei einer Analyse mit Lastprofilen, die das statische Verbrauchsverhalten mitberücksichtigen, war dies jedoch nicht der Fall, wodurch die Lastprofile dazu beitragen eine unnötige Überdimensionierung im Netz zu vermeiden. Allerdings war zu beobachten, dass durch die Implementierung der neuen Lasten sich der stärkste Spannungsfall auf den Straßenzug des Mieterstromreferenzgebäudes verschob. Insgesamt waren die Betriebsmittel jedoch maximal mit 38 % belastet, womit das einzelne Mieterstromobjekt noch zu keinem Netzausbau führte, mit Ausnahme der Anpassung des Hausanschlusses.
Ausbauszenario 2035
Da das einzelne Mieterstromobjekt im untersuchten Netzabschnitt zu keinem Ausbau führte, wurde eine Überschlagsrechnung erstellt mit einem Ausbauszenario 2035. Hier wurde die Annahme getroffen, dass in Zukunft jedes Hausdach über eine eigene PV-Anlage verfügt, jedes zweite Haus über eine Wärmepumpe und einen Ladepunkt. Bis 2035 wären somit zusätzliche 92 kW Anschlussleistung für PV-Anlagen, 71 kW für Wärmepumpen und 90 kW für LIS erforderlich.
Bereits in der ersten Simulation mit nur einem Mieterstromobjekt war erkennbar, dass die maximale Auslastung am Transformator 25 % betrug, was 100 kVA entspricht. Somit ständen bis zu einer Auslastung von 50 % noch weitere 100 kVA zur Verfügung. Da bis 2035 allerdings zusätzliche 253 kW erforderlich wären, wäre ein Netzausbau wahrscheinlich, sofern keine Steuerungs- und Regelungstechnik zur Abregelung der Anlagen implementiert werden würde. Auch wäre durch den starken Anstieg von Erzeugern und größeren Verbrauchern das Thema Spannungsbandverletzung neu zu bewerten.
Kritische Würdigung des Analyseprojektes
Ein Problem bei der Umsetzung der Seminararbeit war die mangelnde Datenlage in Form der vorhandenen Lastprofile. Es standen, mit Ausnahme der Wärmepumpe, keine Jahreslastgänge zur Verfügung. Hinzu kam, dass das Simulationstool Neplan nur Tageslastgänge je Quartal abbilden (Werktag, Samstag, Sonntag). Eine ganzjährige Simulation war somit nicht möglich. Sehr volatile Lastgänge wie die der WP konnten somit nur schwer abgebildet werden. Daher musste die Wärmepumpe mit einem Tageslastgang des kältesten Tages je Quartal simuliert werden, da Durchschnittswerte über ein Quartal zu ungenau waren. Der PV-Lastgang war so normiert, dass immer nur eine durchschnittliche Erzeugung angegeben wird, aber kein Extremszenario abgebildet werden kann (Gleichzeitigkeitsgrad nie größer 0,5). Der Lastgang für die Beladung von E-Autos war für eine höhere Anzahl von Fahrzeugen gedacht, daher dürfte der Gleichzeitigkeitsgrad im Modell zu niedrig sein. Insgesamt ist zu berücksichtigen, dass jedes Lastprofil nur ein durchschnittliches Nutzerverhalten, aber nicht das individuelle widerspiegelt! Somit eigenen sich Lastprofile eher zur Simulation eines gesamten Netzes, die das statistische Verbrauchsverhalten widerspiegelt. Die exakte Analyse des Lastgangs für nur ein Objekt ist eher schwieriger.
Außerdem wurde die Auswirkung des Mieterstromobjektes wurde nur an einem Netzabschnitt getestet, eine größere Stichprobe wäre aussagekräftiger gewesen. Interessant wäre auch gewesen, wie sich ein Mieterstromobjekt in einem Verteilnetz mit einem größeren EE-Anteil auswirkt.
Trotz der Kritikpunkte wurde die Seminararbeit als positiv gewertet, da gezeigt werden konnte, welchen Nutzen Lastprofile (mit einer guten Datenbasis) haben können, um Überdimensionierungen im Netz zu vermeiden, da ein Verbraucher läuft, selten permanent zu 100 % seine maximale Last benötigt. Insgesamt hat aber die Datenqualität der Lastprofile einen entscheidenden Einfluss auf die Ergebnisse des Simulationsmodells! Die Simulationsergebnisse zeigen, ein einzelnes Mieterstromobjekt wirkt sich i. d. R. nur gering auf ein gesamtes Verteilnetz aus. In Netzen mit wenig EE-Anlagen wirkt sich die PV-Anlage positiv auf die Netzstabilität aus (Bsp. Anhebung Spannungsband). Die Erweiterung der Hausanschlüsse wird bei Mieterstromobjekten jedoch schnell erforderlich, wenn weitere, größere Verbraucher implementiert werden.
Mitte Februar hat die Europäische Kommission gemäß den Vorgaben der Erneuerbare-Energien-Richtlinie zwei Rechtsakte erlassen, welche sich mit der Herstellung von grünen Gasen im Verkehrssektor beschäftigen sowie mit der Bilanzierung der Treibhausgasmengen bei der Herstellung von erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs (RFNBOs). Die beiden Rechtsakte sind auch für Deutschland maßgeblich, unter welchen Bedingungen Kraftstoffe als erneuerbar gelten.
Der erste delegierte Rechtsakt legt fest, unter welchen Bedingungen Wasserstoff, wasserstoffbasierte Kraftstoffe oder andere Energieträger als RFNBO betrachtet werden können. Das Gesetz präzisiert den Grundsatz der “Zusätzlichkeit” für Wasserstoff, der in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU verankert ist. Elektrolyseure zur Erzeugung von Wasserstoff müssen an neue erneuerbare Stromerzeugung angeschlossen werden. Mit diesem Grundsatz soll sichergestellt werden, dass die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff Anreize für eine Erhöhung des Volumens erneuerbarer Energie schafft, das im Netz verfügbar ist, verglichen mit dem, was bereits vorhanden ist. Auf diese Weise wird die Wasserstoffproduktion die Dekarbonisierung unterstützen und die Elektrifizierungsbemühungen ergänzen, während gleichzeitig Druck auf die Stromerzeugung vermieden werden soll.
Der zweite delegierte Rechtsakt enthält eine Methode zur Berechnung der Lebenszyklustreibhausgasemissionen für RFNBO. Die Methode berücksichtigt Treibhausgasemissionen über den gesamten Lebenszyklus der Brennstoffe, einschließlich vorgelagerter Emissionen, Emissionen im Zusammenhang mit der Entnahme von Strom aus dem Netz, aus der Verarbeitung und solchen, die mit dem Transport dieser Kraftstoffe zum Endverbraucher verbunden sind. Die Methodik klärt auch, wie die Treibhausgasemissionen von erneuerbarem Wasserstoff oder seinen Derivaten berechnet werden können, wenn er in einer Anlage zur Herstellung fossiler Brennstoffe koproduziert wird.
In unserem Blogbeitrag wollen wir uns einmal die Regelungen des ersten Rechtsaktes zur Erzeugung von erneuerbaren Kraftstoffen näher anschauen, um zu verstehen, wie und in welchen Umfang erneuerbarer Kraftstoff mithilfe von Strom aus EE-Anlagen hergestellt werden kann.
Herstellung von erneuerbarem Kraftstoff über eine direkt angeschlossene Erzeugungsanlage
Der erste delegierte Rechtsakt präzisiert zwei Möglichkeiten, wie erneuerbare, strombasierte Kraftstoffe erzeugt werden können. Möglichkeit 1 ist der Bezug von elektrischer Energie aus dem öffentlichen Stromnetz unter bestimmten regulatorischen Auflagen. Die andere Möglichkeit ist die direkte Produktion der Kraftstoffe vor Ort über den gleichen Anschluss. Die EE-Stromerzeugungsanlage und die Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe stehen somit in räumlicher Nähe und verfügen über eine direkte Leitung, ohne dass das öffentliche Stromnetz der allgemeinen Versorgung genutzt werden muss.
Hierfür muss der Betreiber nach Artikel 3 einen Nachweis erbringen, dass die Elektrolyseanlage und die EE-Stromerzeugungsanlage über einen direkten Anschluss verfügen. Außerdem darf die EE-Stromerzeugungsanlage maximal 36 Monate vor der Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe installiert worden sein. Die EE-Stromerzeugungsanlage darf nicht an das allgemeine Versorgungsnetz angeschlossen sein oder, mithilfe des Messkonzeptes ist nachzuweisen, dass keine Einspeisung in das öffentliche Stromnetz erfolgt, wenn die Produktionsanlage den Kraftstoff produziert.
Herstellung von Kraftstoff mit bezogenem Strom aus dem Netz der allgemeinen Versorgung
Nicht immer besteht die Möglichkeit, dass der Strom direkt vor Ort neben der Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe produziert werden kann. In diesem Fall muss die Produktionsanlage Strom aus dem öffentlichen Stromnetz beziehen. Damit dieser Strom als erneuerbar gilt und damit der produzierte Kraftstoff, hat der Betreiber der Produktionsanlage zwei Möglichkeiten.
Möglichkeit 1 setzt voraus, dass der EE-Anteil in der Gebotszone, in der sich die Produktionsanlage befindet, einen Anteil regenerativer Energien am Strommix von über 90 % beträgt. In diesem Fall gilt der Strom grundsätzlich ohne Nachweisverpflichtungen als erneuerbar und somit auch der produzierte Kraftstoff. Wird der Schwellwert erstmalig von 90 % EE-Anteil am Strommix in der Gebotszone überschritten, wird pauschal für die nächsten 5 Jahre vorausgesetzt, dass der Wert immer über 90 % liegt.
Daneben ist das Kriterium der Zusätzlichkeit zu beachten, welches vorsieht, dass die Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe den Strom dann zu nutzen hat, wenn die EE-Stromerzeugungsanlage diese auch produziert. Es ist ein maximaler zeitlicher Unterschied von 1h erlaubt (Es existieren bestimmte Ausnahmen und Übergangsfristen, auf die noch eingegangen wird). Außerdem darf eine maximale Stundenzahl überschritten werden. Diese wird berechnet, indem die Gesamtstundenzahl in jedem Kalenderjahr mit dem Anteil des Stroms aus erneuerbaren Quellen multipliziert wird.
Die Möglichkeit 2 findet hingegen dann Anwendung, wenn der Gesamtstrommix in der Gebotszone noch nicht den Schwellwert von 90 % überschritten hat. In diesem Fall ist die Emissionsintensität in der jeweiligen Gebotszone zu beachten. Diese darf nach Artikel 4 bei Strom bei maximal 18 gCO2eq/MJ liegen. Wird der Wert erstmalig erreicht, wird pauschal angenommen, dass der Grenzwert für die nächsten 5 Jahre eingehalten wird. Daneben sind folgende Kriterien aus Sicht des Betreibers der Produktionsanlage zu beachten:
Die Berechnung der Emissionsintensität erfolgt auf Basis des zweiten delegierten Rechtsaktes zur Berechnung der Treibhausgasemissionseinsparungen aus flüssigen und gasförmigen erneuerbaren Kraftstoffen nicht biologischen Ursprungs und aus recycelten Kohlenstoffkraftstoffen bestimmt der gemäß Artikel 28 Absatz 5 der Richtlinie (EU) 2018/2001
Der Betreiber der Produktionsanlage muss einen oder mehrere Stromlieferverträge mit Anlagen geschlossen haben, welche erneuerbaren Strom produzieren
Sollte die EE-Stromerzeugungsanlage aufgrund einer Anweisung des Netzbetreibers abgeriegelt werden (bspw. Redispatchmaßnahme), darf der Betreiber der Produktionsanlage auch Graustrom verwenden. In diesem Fall gilt sein Kraftstoff weiterhin als erneuerbar.
Unabhängig von den beiden Herstellungsmöglichkeiten haben die Betreiber (gewisse Ausnahmen ausgeklammert) bestimmte, weitere Kriterien zu erfüllen. Hierzu gehören primär die Kriterien der Zusätzlichkeit, des zeitlichen Zusammenhangs und der geografischen Korrelation, auf welche im nächsten Kapitel eingegangen werden soll.
Das Kriterium der Zusätzlichkeit
Damit eine EE-Stromerzeugungsanlage für die Produktion von erneuerbaren Kraftstoffen eingesetzt werden kann, ist das Kriterium der Zusätzlichkeit zu beachten. Das Kriterium bedeutet, dass der Strom aus einer EE-Stromerzeugungsanlage nur genutzt werden kann, wenn die Anlage maximal 36 Monate vor der Kraftstoffproduktionsanlage in Betrieb genommen ist. Ausnahmen gelten, wenn die EE-Stromerzeugungsanlage bereits eine andere Kraftstoffproduktionsanlage mit elektrischer Energie versorgt hat und das bestehende Stromlieferverhältnis endet.
Daneben ist zu berücksichtigen, dass bei einer Erweiterung der Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe gilt, dass die Erweiterung gleichgesetzt wird mit dem Zeitpunkt der in Betrieb genommen Erstanlage, sofern die Erweiterung in den nächsten 36 Monaten stattfindet.
Außerdem ist zu beachten, dass die EE-Stromerzeugungsanlage keine finanzielle Unterstützung in Form von Beihilfen/ Investitionshilfen erhalten darf. Eine EEG-Förderung wäre somit nicht zulässig! Ausnahmen für staatliche Beihilfen und Investitionszuschüsse gelten für das Repowering, finanzielle Unterstützung für Grundstücke oder Netzanschlüsse.
Nach Artikel 11 gibt es zudem noch einen Bestandsschutz für Elektrolyseanlage, die vor dem 1.1.2028 in Betrieb gegangen sind. Für diese Anlagen gilt das Kriterium der Zusätzlichkeit erst ab dem 1.1.2038.
Das Kriterium des zeitlichen Zusammenhanges
Neben dem Kriterium der Zusätzlichkeit ist das Kriterium des zeitlichen Zusammenhangs zu beachten. Demnach muss ein zeitlicher Zusammenhang zwischen der Stromerzeugung und der Kraftstoffproduktion bestehen. Als Zeitfenster sieht der delegierte Rechtsakt eine 1h vor, in der der erzeugte Strom verwendet werden muss.
Allerdings gilt eine Übergangsfrist bis zum 31.12.2029. Bis zu diesem Zeitpunkt reicht es aus, wenn die Produktion des erneuerbaren Kraftstoffs und der Strommenge im selben Monat stattfindet. Die Mitgliedsstaaten haben die Möglichkeit, die Übergangsfrist zu verkürzen auf den 1. Juli 2027. Ab dem 1. Januar 2030 ist dann der zeitliche Abstand von 1h anzusetzen. Ausnahmen dann nur möglich, wenn der EE-Strom zwischengespeichert wird und direkt hinter dem gleichen Netzanschlusspunkt zu einem späteren Zeitpunkt umgewandelt wird.
Das Kriterium der geografischen Korrelation
Als drittes und letztes Kriterium ist die geografische Korrelation zu beachten. Diese gilt nach Artikel 7 als erfüllt, wenn einer der drei Punkte erfüllt ist:
Die EE-Stromerzeugungsanlage und die Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe befinden sich in der gleichen Gebotszone
Die EE-Stromerzeugungsanlage und die Produktionsanlage für erneuerbare Kraftstoffe sind in einer gleichen Verbundangebotszone (heißt die Anlagen stehen in unterschiedlichen Mitgliedsländern) und der Strompreis in der Gebotszone der EE-Stromerzeugungsanlage muss am day-ahead-Markt höher oder gleich hoch sein wie in der Gebotszone der Kraftstoffproduktionsanlage
Der Stromabnahmevertrag für erneuerbare Energien und die zugehörige EE-Stromerzeugungsanlage befindet sich in einer Offshore-Gebotszone, die mit der Gebotszone verbunden ist, in der sich der Kraftstoffproduktionsanlage befindet
Informationspflichten für (erneuerbare) Kraftstoffhersteller
Im Rahmen der Produktion von erneuerbarem Kraftstoff haben die Kraftstoffhersteller nach Artikel 8 zuverlässige Informationen vorlegen, welche den Anforderungen der Artikel 3 bis 7 (im Kern die dargestellten Kriterien), einschließlich für jede Stunde soweit relevant vorzulegen:
die aus dem Netz bezogene Strommenge, die nicht als vollständig erneuerbar gilt, sowie der Anteil des Stroms aus erneuerbaren Quellen;
die Strommenge, die als vollständig erneuerbar gilt, weil sie aus einem direkten Anschluss an eine Anlage bezogen wurde, die Strom aus erneuerbaren Quellen gemäß Artikel 3 erzeugt;
der Anteil der Strommengen gemäß der unterschiedlichen Möglichkeiten nach § 4 getrennt ausgewiesen
die Menge an erneuerbarem Strom, die von den Anlagen erzeugt wird, die erneuerbaren Strom erzeugen, unabhängig davon, ob sie direkt an einen Elektrolyseur angeschlossen sind und unabhängig davon, ob der erneuerbare Strom für die Herstellung des erneuerbaren flüssigen und gasförmigen Verkehrskraftstoffs, nicht biologischen Ursprungs oder für andere Zwecke
die vom Kraftstoffhersteller produzierten Mengen an erneuerbaren und nicht erneuerbaren, flüssigen und gasförmigen Verkehrskraftstoffen nicht biologischen Ursprungs.
Nach Artikel 9 können Kraftstoffhersteller ihren Kraftstoff als nachhaltig klassifizieren, wenn sie nachweisen, dass ihr erneuerbarer Kraftstoff nach den Vorgaben des Rechtsaktes auch im europäischen Ausland produziert worden ist.
Fazit
Wie evtl. schon beim Lesen des Blogbeitrags ersichtlich geworden ist, dürfte die Produktion von erneuerbarem Kraftstoff mit einigen rechtlichen Hürden verknüpft sein. Da die EU unbedingt ausschließen will, dass es einen Verteilungskampf um die EE-Erzeugungsanlagen gibt, führen die eingeführten Kriterien zu einem höheren Nachweisaufwand. Positiv zu sehen ist, dass ein Übergangszeitraum gewährt, wird gerade im Hinblick auf die Kriterien der Zusätzlichkeit und des zeitlichen Zusammenhanges. Falls es einzelnen Mitgliedsstaaten auch gelingen sollte, bis 2030 einen EE-Anteil im Strommix von mindestens 90 % vorzuweisen, könnte die Produktion von erneuerbarem Kraftstoff deutlich leichter werden, da dann jeder bezogene Strom aus dem öffentlichen Netz der allgemeinen Versorgung als erneuerbarer Strom gilt. Setzt man die deutschen Klimaziele als Maßstab voraus, ist dieser Zeitpunkt mit einem 90 % EE-Anteil noch nicht definiert. Lediglich für 2030 wurde die Zielmarke mit 80 % festgelegt.
Kritisch ist jedoch zu setzen, dass ausgeförderte EE-Anlagen eine geringe Chance haben von den Neuregelungen zu akzeptieren, wenn das Kriterium der Zusätzlichkeit greift, da die Inbetriebnahme deutlich vor den festgelegten 36 Monaten erfolgt ist. Somit hätten diese Anlagen nur eine Chance, wenn ein Repowering durchgeführt werden würde.
Interessant könnte es auch werden, die Gebotszonen neu zu bewerten, da lokale Gebiete mit einem hohen EE-Anteil einen Wettbewerbsvorteil generieren könnten, wenn für diese Gebiete die Auflagen sinken, da ein 90 % EE-Anteil vorliegt. Vielleicht könnte dies die Debatte noch einmal verschärfen, ob es in Deutschland nicht mehrere Gebotszonen – Bsp. Nord-/Südgebotszonen – geben sollte. Insgesamt positiv zu werten ist, dass der Rechtsakt endlich erschienen ist und nun wenigstens Planungssicherheit für die Unternehmen besteht. Ob die delegierten Rechtsakte am Ende wirklich eine Hilfe sind, das Thema erneuerbare Kraftstoffe und speziell Wasserstoff zu pushen, bleibt sicherlich in der Praxis noch abzuwarten.
Ab 2024 soll das Niederspannungsnetz im Rahmen des § 14a EnWG schrittweise zu einem Smart-Grid ausgebaut werden. Die erste Ausbaustufe für jeden Verteilnetzbetreiber stellt das statische Steuern von abschaltbaren Lasten auf der Niederspannungsnetzebene dar, welche bis spätestens 2029 durch das dynamische Steuern abgelöst werden soll.
Unter dem Begriff abschaltbare Lasten werden im Niederspannungsnetz alle Verbraucher mit einer Anschlussleistung größer 3,7 kW verstanden. Darunter fallen primär Wärmepumpen, elektrische Speicher, Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge oder Klimaanlagen.
Statisches und dynamisches Steuern von abschaltbaren Lasten
Alle diese Assets soll der Verteilnetzbetreiber schrittweise im Niederspannungsnetz an- und abschalten dürfen, um die Wirkleistung im Netz zu steuern und kritische Netzsituationen zu vermeiden. Im Rahmen des statischen Steuerns im Kontext des § 14a EnWG muss der Netzbetreiber zur Vermeidung kritischer Netzsituationen eine rechnerische Simulation zur Ermittlung der Netzauslastung durchführen. Auf Basis der Ergebnisse hat der Verteilnetzbetreiber Schaltmaßnahmen für den Folgetag zu definieren und die Schaltanweisung in Form von Schaltprofilen in die Systeme der jeweiligen Steuerungstechnik zu hinterlegen in Form eines Schaltprofils.
Die Steuerungsanweisung kann aus Sicht des Netzbetreibers über zwei Wege erfolgen. Entweder steuert er jede einzelne abschaltbare Anlage des Kunden, wobei für jede Anlage eine Mindestleistung von 3,7 kW weiterhin garantiert werden muss. Oder er weist den Hausanschluss des Kunden an, dass die Leistung für einen bestimmten Zeitraum zu reduzieren sei und das Energiemanagement im Hausanschluss des Kunden legt selbstständig fest, wie die Leistung der Anlagen reduziert wird.
Umsetzungsbedarf für Verteilnetzbetreiber
Was auf den ersten Blick so unspektakulär klingt, bedeutet für den Netzbetreiber in der Praxis einen erheblichen Umsetzungsbedarf. Er muss ein Netzmodell seines Verteilnetzes aufsetzen. Hierfür müssen notwendige Informationen aus bestehenden IT-Systemen (Bsp. GIS oder ERP-System) zusammengeführt oder neu ermittelt werden. Beispielsweise haben viele Netzbetreiber keine Information über die reale Anschlussleistung des Hausanschlusses. Zwar gibt es eine vertraglich vereinbarte maximale Leistung, aber ob diese wirklich installiert wurde, ist etwas anderes. So bleibt dem Netzbetreiber nichts anders übrig, als die Leistung des Hausanschlusses auf Basis der DIN-Norm zu schätzen oder messtechnisch zu ermitteln, wenn ihm keine exakten Informationen vorliegen.
Genauso muss der Netzbetreiber einen Mechanismus ermitteln, wie abschaltbare Lasten gleichmäßig und diskriminierungsfrei gesteuert werden können, während zeitgleich Mess- und Steuerungstechnik in das Netz installiert werden muss, damit überhaupt Steuerungssignale versendet werden können. Hier gilt es, das CLS-Management über das intelligente Messsystem weiter aufzubauen oder Prozesse in der Zählerfernauslesung (ZFA) zu nutzen. Alles in allem ein sportliches Projekt für Netzbetreiber, wenn die neuen Prozesse 2024 binnen 1 Jahres schon an den Start gehen sollen. Von dynamischen Steuern haben wir hier ja noch gar nicht gesprochen😊 – Kurz um, das Verteilnetz dürfte vor seinem größten Umbau stehen und der Verteilnetzbetreiber vor einem seiner größten Herausforderungen der letzten Jahrzehnte. Vor allem, da er ab 2024 den Anschluss von neuen Assets im Netz nicht mehr verweigern darf, sondern das Netz ertüchtigen muss und die Verpflichtungen aus dem § 14a EnWG umzusetzen sind.
Herausforderungen für Verteilnetzbetreiber
Somit steht der Netzbetreiber gleich vor mehreren Herausforderungen. Er muss das Netzmodell aufsetzen und gleichzeitig mit fehlenden Daten kämpfen. Daneben muss er für sich definieren, mit welcher Steuerungstechnik er ab 2024 das statische und später das dynamische Schalten durchführen will. Genannt wird hier oft das Schalten über das intelligente Messsystem mithilfe einer Steuerbox über den CLS-Kanal. Doch aktuell befindet sich das CLS-Management noch im Entwicklungsstadium, weswegen ggf. auf die bereits bestehende ZFA zurückgegriffen werden muss.
Viele Aufgaben also, die ein Verteilnetzbetreiber umzusetzen hat. Zur Minimierung des Aufwandes könnte es sich daher anbieten, das eigene Verteilnetz in einzelne Abschnitte zu unterteilen, um die kritischen Netzabschnitte zu analysieren. Maßgeblicher Indikator könnte die Dichte der EE-Anlagen im Netz sein, die bereits im Marktstammdatenregister registriert und auch im System des Verteilnetzbetreibers hinterlegt sein müssen.
Status Quo Steuerung im Niederspannungsnetz
Einen guten Überblick über den Status Quo zum Stand der Steuerung im Niederspannungsnetz bietet auch der aktuelle Monitoringbericht der Bundesnetzagentur. Demnach haben vergangenes Jahr von 809 Netzbetreibern 675 Gebrauch von der Möglichkeit steuerbarer Lasten im Verteilnetz gemacht. Vor allem Netzbetreiber in NRW und Baden-Württemberg bedienen sich dem Steuerungsinstrument.
Bei den steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, die von reduzierten Netznutzungsentgelten profitieren, handelt es sich primär um Nachtspeicherheizungen (60 %) und Wärmepumpen (37 %). Nur 1 % der Ladepunkte profitieren von reduzierten Netznutzungsentgelten. Die durchschnittliche Reduzierung lag 2022 bei 3,84 ct/kWh, wobei die Spannbreite des Rabattes zwischen 3 % bis 85 % lag. Insgesamt gab es 2022 ca. 1,8 Mio. steuerbare Verbrauchsanlagen, die das reduzierte Netzentgelt in Anspruch genommen haben.
Der Monitoringbericht bietet ebenfalls Antworten, welcher Steuerungstechnik sich die Netzbetreiber bedienen, wenn sie eine Verbrauchsanlage steuern wollen. Die Abbildung aus dem Monitoringbericht der Bundesnetzagentur zeigt somit nicht den gesamten Anteil der gesteuerten Verbrauchseinrichtungen! Bei Wärmepumpen und Nachtspeicherheizungen setzen Netzbetreiber primär auf die etablierte Rundsteuertechnik und Zeitschaltungen. Allerdings existieren auch Netzbetreiber, die grundsätzlich die Assets nicht steuern. Besonders bei Ladepunkten ist der Anteil deutlich höher ausgeprägt. Unter den Bereich sonstige Anlagen fallen primär Stromdirektheizungen, die meistens über die Rundfunksteuertechnik gesteuert werden.
Intelligente Messsysteme spielen somit bei der Netzsteuerung noch keine Rolle, wobei der Anteil bestimmt zunehmen wird, wenn das CLS-Management seine Marktreife erlangt hat. Insofern bleibt es abzuwarten, auf welchen Instrumentenbaukasten Netzbetreiber zur Steuerung des Netzes zukünftig setzen werden.
Was meint denn ihr zum Thema § 14a EnWG? Wie groß schätzt ihr den Aufwand und den Mehrwert ein? Schreibt uns gerne unter kontakt@itemsnet.de, was ihr von dem Thema haltet oder welche Herausforderungen ihr bei der Entwicklung des Netzmodells seht. Reichen die bestehenden Simulationsmodelle Neplan, PowerFactory und Co. aus oder brauchen wir neue Simulationsansätze, gerade dann, wenn das dynamische Steuern ab spätestens 2029 kommen soll?
Welche Aufgaben übernimmt der intelligente Messstellenbetreiber?
Mit der Veröffentlichung des Entwurfs zur Novellierung des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG), ist das Thema und Geschäftsmodell des intelligenten Messstellenbetreibers (iMSB) wieder in den Fokus der Branche gerückt. Die möglichen Änderungen der Gesetzesnovelle, wie die Einführung verpflichtender Zusatzdienstleistungen des grundzuständigen Messstellenbetreibers (gMSB), dürften die Karten am Markt neu mischen. Aufgrund der aktuellen Entwicklung wollen wir daher in diesem Blogbeitrag einen Blick auf das aktuelle Marktumfeld des iMSB werfen. Als Datengrundlage dient der aktuelle Monitoringbericht 2022 der Bundesnetzagentur (BNetzA), welcher im Dezember 2022 erschienen ist.
Ausgangsfrage hierbei ist, welche Aufgaben der iMSB mittlerweile am Markt übernimmt. Hierzu bietet der Monitoringbericht eine gute Übersicht, welche Hauptaufgaben vom iMSB selbst oder dritten durchgeführt wird. Wobei es sich um die Standarddienstleistungen im Sinne des MsbG handelt. Hierbei wird schnell ersichtlich, wenn es um den Einbau, Betrieb und die Wartung der Messtechnik geht sowie die Abrechnung übernimmt ein großer Teil der Aufgaben der iMSBs selbst. Lediglich die Funktion des Smart-Meter-Gateway-Administrators (SMGWA) ist in der Regel an einen Dienstleister vergeben. Vermutlich aufgrund des hohen Zertifizierungsaufwandes und zur Reduktion der eigenen Kosten, da der iMSB auf die Einhaltung der Preisobergrenze (POG) achten muss. Setzt der iMSB in einem der Aufgabenfelder auf einen Dienstleister, ist jedoch auffällig, dass es sich meist um einen Kooperationspartner im eigenen Konzernverbund handelt.
Wie viele wettbewerbliche intelligente Messstellenbetreiber gibt es?
Da es dem gMSB bislang nicht möglich war außerhalb des eigenen Versorgungsgebietes tätig zu werden oder kundenindividuelle Preise anzubieten, ist eine spannende Frage, ob EVUs auf die Möglichkeit zurückgreifen einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber (wMSB) gründen, um diese Hürden zu umgehen. Es zeigt sich jedoch weiterhin, dass mit 39 wMSBs am Markt für intelligente Messsysteme (iMSB) und moderne Messsysteme (mM) der Ausprägungswille auf Seiten der EVUs noch gering ist.
Das Dienstleistungsportfolio der Zusatzdienstleistungen von iMSBs bleibt weiterhin ein durchwachsenes Themenfeld. Nur ein geringer Teil bietet überhaupt Zusatzdienstleistungen an. Am meisten sind noch die Dienstleistung zur Herstellung einer Steuerbarkeit am iMsys zu finden sowie die Bereitstellung von Vorkassesystemen. Eine Vielzahl von iMSBs schließt jedoch weiterhin das Angebot von Zusatzdienstleistungen aus. Dies könnte auch ein Indikator sein, warum der Gesetzgeber mit der Novelle des MsbG die verpflichtenden Zusatzdienstleistungen einführt, weil es am Markt zu wenig wMSBs gibt, welche die Dienstleistungen erbringen könnten.
Da das Thema des Rollouts mit der Rücknahme der Markterklärung und der mangelnden Verfügbarkeit der Hardware ins Stocken geraten ist, ist es umso interessanter, wie es um den jetzigen Ausbaustand bestellt ist. Auch weil selbst im neuen Gesetzesentwurf an Ausbauquoten festgehalten wird und der Rollout größtenteils schon bis 2030 abgeschlossen sein soll.
Bis zum Ende 2021 wurden insgesamt etwas mehr als 130.000 iMsys verbaut im Kundensegment der Pflichteinbaufälle. Berücksichtigt man die optionalen Einbaufälle mit, so steigt die Anzahl um etwa 25.000 weitere iMsys. Allerdings verfügen ca. 1,5 Mio. aller Messlokationen, bei denen es sich um einen Pflichteinbau handelt, über eine moderne Messeinrichtung. Bereits weitere 12 Mio. moderne Messeinrichtungen wurden installiert, wenn man die optionalen Kundengruppen (kleiner 6.000 kWh p.a. oder kleiner 7 kWPeak) mitberücksichtigt. Zumindest was den Rollout der modernen Messeinrichtungen betrifft, wurde bereits eine große Anzahl an Geräten im Feld installiert. Besonders auffällig ist aber, dass gerade bei größeren Verbrauchern und Erzeugern faktisch noch keine iMsys installiert wurden. Eine mögliche Ursache dürfte sein, dass bislang noch keine Hardware für diese Kundengruppe zur Verfügung stand und Netzbetreiber daher auf die klassische ZFA-Technik gesetzt haben.
Was macht das Thema spartenübergreifende Ablesung?
Das Thema spartenübergreifende Ablesung über das iMsys ist vermutlich eines der Klassikerthemen des intelligenten Messstellenbetriebs, bei der alle Zähler aller Sparten zentral an das SMGW angebunden werden sollen. In der Praxis zeigt sich jedoch, dass die iMSBs sich weiterhin auf die Sparte Strom fokussieren. Vermutlich auch, weil hier eine rechtliche Anbindungspflicht besteht und in den anderen Sparten nur begrenzt – Stichwort § 6 MsbG Bündelablesung.
Dafür, dass die Mehrspartenablesung noch so wenig populär ist, dürfte es vermutlich einige Ursachen geben. Ein Grund dürfte die eingeschränkte Funktionalität der Hardware sein, die eine Anbindung spartenfremder Messtechnik an ein SMGW nicht zulässt oder weil keine standardisierten Marktprozesse zur Weitergabe der Messwerte existieren. Ein Grund dürften aber auch die höheren Kosten spielen, wenn die Messwertübertragung über das SMGW erfolgt. Außerdem stehen mittlerweile auch alternative Technologien (Bsp. NB-IoT, LoRaWAN etc.) zur Verfügung, um Messtechnik aus der Ferne auszulesen. Dies dürfte auch ein Grund sein, warum der Anteil der Mehrspartenauslesung über das SMGW im Bergleich zum Jahr 2022 gesunken ist.
Zur Anbindung der SMGWs über die WAN-Schnittstelle zur Sicherstellung der Fernauslesbarkeit, setzen die Messstellenbetreiber auf eine Vielzahl von Kommunikationstechniken. Als meistgenutzte Kommunikationstechnik greifen die MSBs zur Auslesung von SLP- und RLM-Kunden auf das bestehende Mobilfunknetz zurück. Im RLM-Kundensegment beträgt der Anteil sogar mehr als 90 %. Im SLP-Bereich kommt hingegen Powerline mit 17 % hinzu, sowie mit 8 % die Nutzung einer bestehenden DSL-Anbindung. Der Anteil der weiteren Technologien beträgt 11 %. 450 MHz als zukünftige neue Kommunikationstechnik spielt mit 1.349 angebundenen Messgeräten eine noch unbedeutende Rolle.
Wofür braucht man Steuerungszeitpunkte und -ansätze in der Politik?
Habt ihr euch auch schon gefragt, warum die Politik gewisse Entscheidungen in der Energiewirtschaft trifft oder warum genau dieses eine Instrument der Politik zur Beeinflussung des Marktes genutzt wird? Warum werden gerade riesige Förderprogramme für Wasserstoffproduktionsanlagen auf den Weg gebracht und wieso gibt es gerade Standardisierungsprozesse an Stromtankstellen für E-Autos? Aufbauend auf den beiden vorangegangenen Blogbeiträgen zum Energiepolitikbegriff und dem Mehrebenen-Ansatz der Energiepolitik soll in diesem Beitrag dargestellt werden, wie energiewirtschaftliche Entscheidungen anhand ihres Steuerungszeitpunktes eingeordnet und mittels unterschiedlicher Steuerungsansatzpunkte gesteuert werden. Hierbei stehen Steuerungszeitpunkt und Steuerungsansatzpunkt in einem direkten Zusammenhang, weswegen sich die politischen Maßnahmen stark an dem jeweiligen Zeitpunkt und dem angestrebten Ziel orientieren.
Um Entscheidungen auf politischer Ebene zukünftig (noch) besser verstehen zu können, wollen wir in diesem Blogbeitrag die unterschiedlichen Entwicklungsphasen betrachten, die z. B. eine Technologie durchlaufen muss, um letztendlich am Markt erfolgreich zu sein. Außerdem gehen wir auf die unterschiedlichen Steuerungsansätze ein und welche Auswirkungen diese auf den Steuerungszeitpunkt haben können.
Welche Steuerungszeitpunkte in der Energiepolitik gibt es?
Bei der Ausgestaltung eines energiepolitischen Handlungsrahmens ist stets ausschlaggebend, in welcher Phase sich ein Thema befindet. Das Thema kann z. B. eine Technologie sein, die der Gesetzgeber fördern möchte (Wasserstoff), oder aber auch politische Ziele innerhalb einzelner Märkte, wie z. B. das einheitliche Bezahlen an der Ladesäule.
Im Allgemeinen können die Steuerungszeitpunkte in alle drei Entwicklungsphasen einer Technologie oder eines Produktes fallen: die Früh-, Aufbruch- oder Expansionsphase.
Innerhalb der Frühphase geht es aus politischer Sicht vor allem darum, den Innovationsprozess zu stärken und zu beschleunigen. Demgegenüber geht es während der Aufbruchsphase vor allem darum, ein Marktumfeld zu schaffen, das einen Markthochlauf ermöglicht, damit sich die Technologie/das Produkt am Markt etablieren kann. In der letzten Phase, der sog. Expansionsphase, geht es wiederum darum, eine Systemintegration zu erreichen.
Beispielhaft kann dies aktuell gut am angestrebten Ziel der Politik eines Wasserstoffhochlaufs beobachtet werden. So befindet sich die Produktion von Wasserstoff zum aktuellen Zeitpunkt noch in der Frühphase. Es geht vor allem darum, die Forschung zu günstigen und langlebigen Elektrolyseanlagen zu unterstützen und den regulatorischen Handlungsrahmen für eine funktionierende Wasserstoffwirtschaft zu entwickeln. Perspektivisch wird bereits auf unterschiedlichen politischen Ebenen mit Wasserstoffstrategien eine mögliche Ausbruchsphase von Wasserstoff vorbereitet.
Bei den Phasen ist zu beachten, dass der Gesetzgeber jederzeit die Möglichkeit hat, nachzusteuern und es nicht ausgeschlossen ist, dass sich ein Thema eine Phase zurückentwickeln kann. Daher sind Steuerungsimpulse mit den jeweiligen Marktentwicklungen zu kombinieren. Prominentestes Beispiel ist hier vermutlich die EEG-Vergütung für EE-Anlagen, die in den ersten Jahren des EEG jeweils vom Gesetzgeber in Abhängigkeit von Stromgestehungskosten gesetzt wurde.
Wie wirken sich direkte und indirekte Steuerungsansatzpunkte auf den Steuerungszeitpunkt aus?
Der Gesetzgeber kann je nach Steuerungszeitpunkt mit unterschiedlichen Ansätzen die jeweilige Phase steuern. Hierbei kann zwischen drei Ebenen von Ansätzen differenziert werden: der direkten und der indirekten Steuerungsebene sowie dem Nudging.
Bei den direkten Steuerungsinstrumenten handelt es sich um direkte Eingriffe des Staates in den Markt. Das können intervenistische Regelungen sein, bei denen der Gesetzgeber den Marktteilnehmer klare und fest definierte Regeln auferlegt. Hierbei kann es sich z. B. um einen festen Emissionswert handeln, den jeder Kraftwerksbetreiber einzuhalten hat. Weniger strikt ist die regulierte Selbstregulierung. Hierbei schafft der Staat einen gesetzlichen Handlungsrahmen, innerhalb dessen sich jeder Akteur frei bewegen kann. Dies ist z. B. bei der Anreizregulierung der Fall, bei der Netzbetreiber Spielräume bei dem Ansetzen von Kosten zur Finanzierung des Netzes nutzen können. Anders sieht dies hingegen bei der Ko-Regulierung aus. Hier vereinbaren der Gesetzgeber und die Marktteilnehmer gemeinsam einen Standard, der dann verbindlich umzusetzen ist. Dieses Vorgehen ist u. a. bei der Weiterentwicklung der Marktkommunikation zu beobachten.
Indirekte Steuerungsansätze zielen hingegen nicht auf einen direkten Staatseingriff ab, sondern werden meist von der Industrie selbst angestoßen, um direkte Eingriffe des Gesetzgebers zu vermeiden. Hierbei setzen die Marktteilnehmer auf gemeinsame freiwillige Selbstverpflichtungen, die allerdings keinen rechtlich bindenden Charakter haben. Auf der anderen Seite hat der Gesetzgeber über indirekte Steuerungsansätze die Möglichkeit, durch Politikbeschleunigung Entscheidungen der Markteilnehmer zu beeinflussen. Dies war z. B. durch den Erlass von Richtlinien wie im Jahr 2001 oder durch die neue EE-Richtlinie im Jahr 2008 der Fall sein.
Welche Bedeutung haben die neuen Steuerungsansätze des Nudgings?
Neben den direkten und indirekten Steuerungsansätzen hat sich in den letzten Jahren vor allem der Instrumentenkasten des Nudgings etabliert. Beim Nudging (engl. „nudging“ für „Anstoßen“, „Schubsen“ oder „Stupsen“) bewegt man jemanden auf mehr oder weniger subtile Weise dazu, etwas Bestimmtes einmalig oder dauerhaft zu tun oder zu lassen. Ein Beispiel wäre das Behavioral Economics. Hierunter wird die Etablierung neuer Entscheidungsstrukturen verstanden, um ein Individuum zielgerichteter in eine gewünschte Richtung zu lenken. Ansatzpunkte können z. B. Verlustaversionen sein; dem Individuum wird ein potenzieller Verlust in Aussicht gestellt wird, wenn er sich gegen etwas entscheidet. Da der Mensch in der Regel Verlust höher bewertet als Gewinne, ist die Wahrscheinlichkeit höher, dass sich das Individuum für z. B. den Vorschlag des Gesetzgebers entscheidet.
Auch kann das zeitkonsistente Verhalten genutzt werden. Bei diesem Ansatz wird davon ausgegangen, dass ein Individuum schnellere Gewinne favorisiert, als langfristig auf größere Gewinne zu hoffen. So kann das Individuum ggf. über kurzfristige Prämienzahlung dazu bewegt werden, gewisse Handlungen kurzfristig zu unterlassen oder gar vollständig aufzugeben. Auch kann die Änderung von Entscheidungen von Opt-in zu Opt-out-Klauseln oder umgekehrt zum Nudging gezählt werden. Eine Opt-in-Klausel kann als Aufforderung zur Teilnahme verstanden werden, setzt aber die Handlung des Individuums voraus. Dies ist z. B. bei der Organspende der Fall, die prinzipiell ausgeschlossen ist, sofern sich eine Person nicht aktiv dafür entscheidet. Durch eine Opt-out-Klausel könnte dies komplett umgedreht werden. Dann müsste eine Person aktiv widersprechen, z. B. am System der Organspende teilzunehmen.
Fazit
Nahezu alle energiepolitischen Themen lassen sich unter Betrachtung der Steuerungszeitpunkte und -ansätze einordnen. Die Steuerungszeitpunkte helfen, zu verstehen, in welchem Stadium sich Themen befinden und lassen einen Rückschluss auf die Art und Intention der Steuerungsinstrumente des Gesetzgebers zu. Dabei hilft die Phase auch, für den praktischen Betrieb einzuschätzen, welche Ansätze und Maßnahmen vom Gesetzgeber geplant sein könnten.
Fassen wir den Dreiteiler noch einmal zusammen: Im ersten Teil haben wir beschrieben, wie Energiepolitik nach Dimension (Policy, Politics, Polity), Adressatenkreis, Umfang und Motivation unterteilt werden kann. Im zweiten Teil haben wir gezeigt, auf welchen Ebenen (bspw. International: EU oder Land: Klimagesetz des Landes NRW) Energiepolitik angesetzt werden kann. Mit dem letzten Beitrag kam der Zeitpunkt hinzu, zu welchem energiepolitische Maßnahmen wirken und welche Steuerungsansätze gewählt werden können.
Wie schon zu Anfang angekündigt, handelt es sich um ein theoretisches Modell. Es hilft in allen Fällen dabei, politische Entscheidungen besser zu verstehen und vor allem zu antizipieren, welche weiteren Entscheidungen noch folgen können.
Wenn ihr Fragen zu diesem Beitrag oder der Beitragsreihe habt, meldet euch gerne, ansonsten abonniert gerne unseren Blog.
Mehrebenen-Ansatz der Energiepolitik: Wo findet Energiepolitik statt?
Im ersten Beitrag dieser Reihe haben wir damit begonnen, uns die Dimensionen der Energiepolitik zur Steuerung der Energiewirtschaft näher anzuschauen. Wir haben dargestellt, wie der Anfang einer Analyse energiewirtschaftlicher Sachverhalte aussehen kann. Kurz zusammengefasst: Steuerungsausgangspunkte können anhand der drei Dimensionen des Energiepolitik-Begriffs betrachtet werden, Steuerungsverlustpotenziale sind oft als Ursache einzuordnen und eine Unterscheidung zwischen Steuerungsadressat und Steuerungsumfang ist bei der Betrachtung zu berücksichtigen. Aufbauend auf diesen Erkenntnissen wollen wir nun den nächsten Schritt machen und uns der Frage widmen, auf welcher Ebene Steuerungsinstrumente der Energiewirtschaft durch die Politik angesetzt werden können. In diesem Zusammenhang wollen wir uns mit dem Mehrebenen-Ansatz der Energiepolitik beschäftigen:
Mehrebenen-Ansatz der Energiepolitik: Eine Einordnung
Grundgedanke des Mehrebenen-Ansatzes der Energiepolitik ist, auf welcher Ebene Energiepolitik gemacht wird und wie sich diese auf den Gesamtprozess auswirkt. Wichtig ist dabei das Verständnis, dass Energiepolitik nicht auf einer einzelnen Ebene gemacht wird, sondern auf mehreren unterschiedlichen Ebenen. Energiepolitik wird oft mit Klimaschutz synonym verwendet, Klimaschutz stellt aber nur das zentrale Ziel der Energiepolitik dar.
Die erste Differenzierung der unterschiedlichen Ebenen der Energiepolitik kann zwischen der nationalen und internationalen Ebene gemacht werden. Die internationale Ebene bezieht sich – aus deutscher Sicht – zum einen auf Beschlüsse auf Weltebene und zum anderen auf europäische Beschlüsse. Diese beeinflussen die Ziele und Handlungsmöglichkeiten der nationalen Gesetzgebung. Auf der Weltebene bildet das Pariser Klimaabkommen das Kernstück, welches das Ziel der globalen Begrenzung der Erderwärmung auf 1,5 Grad verfolgt. Darauf aufbauend hat die EU ihre Klimaziele für 2030 und 2050 definiert und ein Monitoring-System mit der Governance-Verordnung geschaffen, gestützt von etlichen weiteren Richtlinien und Verordnungen, wie z. B. dem Klimapaket saubere Energien.
Die Ziele der EU dienen wiederum als Vorgabe bzw. Richtlinie für den Bund, die deutschen Klimaziele mindestens auf dem Niveau der EU-Standards zur Einhaltung der Pariser Klimaziele umsetzen. Ein eigeninitiatives, höheres Klimaziel ist natürlich möglich. Maßnahmen des Bundes stellen u. a. das Klimapaket und das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sowie weitere Gesetze dar. Die Länder und Kommunen beschließen wiederum eigene Gesetze und Verordnung, die im jeweiligen Bundesland bzw. der eigenen Kommune umzusetzen sind.
Was auf den ersten Blick nach einem Top-Down-Ansatz aussieht, entpuppt sich in der Praxis als Mischverfahren, bei dem sich unterschiedliche Ebenen sich gegenseitig beeinflussen. So können Initiativen auf kommunaler Ebene dazu genutzt werden, neue, schärfere Ziele auf einer höheren Ebene, wie der europäischen, zu bewirken. Beispielsweise gibt es einen Zusammenschluss einzelner europäischer Städte, die deutlich schärfere Klimaziele als die der Europäischen Union verfolgen, um so schneller die Pariser Klimaziele einzuhalten.
Mehrebenen-Ansatz der Energiepolitik: Nutzen in der Praxis
Bei der Analyse energiewirtschaftlicher Sachverhalte auf der energiepolitischen Ebene hilft das Modell des Mehrebenen-Ansatzes bei der Einordnung, welche Auswirkung ein politischer Beschluss haben kann.
Bottom-Up
Die Initiative von deutschen Städten innerhalb eines Bundeslandes kann dazu beitragen, dass es auf Landesebene zu einer besseren Förderung der Ladeinfrastruktur für Elektromobile kommt. Falls diese aktiv vor Ort gefördert wird, erhöht sich der politische Druck im entsprechenden Landtag aufgrund des Akzeptanzverlusts von Verbrennungsmotoren. So kann dieses neue Steuerungsverlustpotenzial dazu führen, dass es auf Landesebene unter Umständen zu Änderungen in der Energiepolitik kommt.
Middle-Out
Genauso wie beim Bottom-Up können Initiativen von Nationalstaaten dazu genutzt werden, einheitliche Standards auf europäischer Ebene zu erreichen oder Subventionen für bestimmte Bereiche zu erwirken. Gleiches gilt für Bundesländer, die einheitliche Standards implementieren, um Änderungen auf nationaler Ebene durchzubringen.
Top-Down
Gleichzeitig können Beschlüsse der EU zu massiven Änderungen des heimischen Energiemarktes führen, in dem z. B. Kunden der eigenständige Handel mit Energie ermöglicht wird, welcher bislang vielleicht im jeweiligen Mitgliedsstaat nicht erlaubt war.
Der Mehrebenen-Ansatz hilft dabei, ein besseres Verständnis zu erlangen, welcher Akteur auf energiepolitischer Ebene gerade handelt und ob bzw. welche Auswirkungen dies auf einzelne Ebenen haben kann. Die Erkenntnisse sollten genutzt werden, das eigene Unternehmen bzw. Geschäftsmodell darauf auszurichten. Allerdings setzt dies das Verständnis darüber voraus, in welcher Phase sich die Maßnahme der Politik befindet und welche Art von Steuerungsinstrument zur Weiterentwicklung des Energiemarktes genutzt wird. Die Steuerungszeitpunkte und -ansätze schauen wir uns im nächsten, finalen Blogbeitrag dieser Reihe an.
Während die deutsche Energiewende in Vergangenheit vor allem eine Stromwende war, hinkt der Wärmesektor weit hinterher. In Zeiten von Energie- und Klimakrisen wächst daher der Bedarf an effektiven Strategien zur zukunftsfähigen Umgestaltung der Wärmeversorgung. Wie wir um letzten Beitrag schon zeigen konnten, stellt der Wärmesektor mit einem Anteil von über 50 % am Gesamtenergieverbrauch und 40 Prozent an den energiebedingten Treibhausgasemissionen einen Schlüsselbereich für die Substitution fossiler Energiequellen dar.
Im Gegensatz zur Stromversorgung sind Wärmeströme meist kleinteiliger und heterogener, weil sie von vielzähligen Akteuren, Technologien und örtlichen Gegebenheiten geprägt sind. So gehören zu den relevanten Akteuren der lokalen Energiewende neben Politik und Verwaltung, Energieversorger, Netzbetreiber, Baugewerbe, Wohnungsunternehmen, private Eigentums- und Mietparteien, Gewerbetreibende, Industriebetriebe, Rechenzentren, Ver- und Entsorgungsbetriebe. Außerdem sind Bürgerinnen und Bürger mit ihren privaten Verbräuchen und Einspeisungen zu berücksichtigen.
Die Wärmewende ist daher nur bedingt zentral steuerbar, weshalb neben bundespolitischen Weichenstellungen lokale Transformationspfade notwendig sind, um die oftmals unkoordiniert verlaufenden Maßnahmen vor Ort in ein strategisches Gesamtkonzept einzubinden. Hinzu kommt, dass für eine flächendeckende Wärmewende vielfältige, zumeist private Investitionen in Heizungsanlagen, Gebäude, Erzeugungskapazitäten und Netze mit hohem Kapitalaufwand und vergleichsweise langen Refinanzierungsräumen getätigt werden müssen. Planungssicherheit spielt für die Beteiligten daher eine große Rolle. Anstelle universeller Blaupausen braucht es vor allem festgelegte, lokale Ausbauszenarien, die Investitionsanreize und -sicherheit schaffen sowie ein abgestimmtes, sektorübergreifendes Handeln befördern. In Debatten um den Umbau des Wärmesektors rücken daher derzeit vermehrt kommunale Planungsbedarfe ins Blickfeld.
Die kommunale Wärmeplanung als Instrument zur Umsetzung der lokalen Wärmewende
Mit einer umfassenden klima- und energiepolitischen Zielarchitektur hat die Bundesregierung bereits wesentliche Weichen für den zukunftsgerichteten Umbau der deutschen Wärmeversorgung gestellt. Wie aktuelle Daten verdeutlichen, werden die Zielsetzungen bislang jedoch mit mäßigem Erfolg verfolgt.
Häufig mangelt es gerade auf lokaler Ebene, wo die Wärmewende maßgeblich vorangetrieben werden müsste, an Orientierung und einem abgestimmten Verhalten von Beteiligten. Neben der nationalen muss somit eine weitere Maßstabsebene einbezogen werden, wo die erforderlichen Entscheidungen getroffen und Koordinierungsaufgaben stattfinden. Nur kleinräumig lassen sich die übergeordneten Zielsetzungen in konkrete Transformationspläne übersetzen, die kohärente, ineinandergreifende Investitionsentscheidungen und ein zielgerichtetes, sektorenübergreifendes von Akteuren ermöglichen. jedoch in der Bundespolitik bislang wenig bis keine Beachtung. Diese Planungsebene zwischen den klima- und energiepolitischen Zielsetzungen und konkreten Maßnahmen auf Gebäudeebene findet in der Bundespolitik jedoch bislang wenig bis keine Beachtung.
Anders als in Deutschland stellt sich die Situation beispielsweise in Dänemark dar. Seit 1979 sind Kommunen hier durch das Wärmeversorgungsgesetz zu einer sogenannten Wärmeplanung verpflichtet. Nach den Ölkrisen von 1973 und 1979 sollte hierdurch die stark von Erdölimporten abhängige dänische Wärmeversorgung durch die Planung und den Bau von Fernwärmenetzen nachhaltig umgebaut werden. Durch eine effizientere Nutzung von Brennstoffen in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen erhoffte man sich einen Abbau der Importabhängigkeit und eine Stabilisierung der nationalen Wirtschaft. Der dänische Ansatz basiert dabei auf einer klaren Kompetenzaufteilung zwischen der nationalen Ebene, wo politische und technischen Rahmenbedingungen bereitgestellt werden und der kommunalen Ebene, wo die Gestaltungshoheit über die konkrete Ausgestaltung der lokalen Wärmesysteme liegt. Auch wenn es zu dieser Zeit noch weniger um die Nachhaltigkeitsaspekte ging, wurde Dänemark zum mit dieser Initiative europäischen Vorreiter der Wärmewende. Inzwischen werden 63 Prozent der Haushalte mit Fernwärme versorgt. Über 60 Prozent dieser Wärme stammt aus erneuerbaren Quellen.
Landespolitische Vorreiter der kommunalen Wärmeplanung in Deutschland
Während die wesentliche klimapolitische Gesetzgebungskompetenz im föderalen Deutschland auf Bundesebene liegt, sind erste Bundesländer innerhalb ihrer Vollzugszuständigkeit aktiv geworden und haben nach dänischem Vorbild die kommunale Wärmeplanung als zentrales Koordinierungsinstrument für die lokale Wärmewende eingeführt.
Im Zuge der Novelle des Klimaschutzgesetzes Ende 2021 verpflichtete. das Land Baden-Württemberg als erstes Bundesland alle Gemeinden ab 20.000 Einwohnern zur Erstellung eines kommunalen Wärmeplans bis Dezember 2023. Mit Schleswig-Holstein, Hessen und Niedersachsen folgten bereits weitere Flächenländer und verankerten das strategisch-planerische Instrument als kommunale Pflichtaufgaben in den Landesgesetzgebungen. Ziel der kommunalen Wärmeplanung ist die Entwicklung gesellschaftlich und wirtschaftlich tragfähiger lokaler Transformationspfade zur nachhaltigen Wärmeversorgung und zur Lösung bisheriger Koordinations- und Interessensprobleme im Zuge der Wärmewende.
Hierfür wurde die Wärmeplanung in den betreffenden Bundesländern als langfristiger Multiakteur-Prozess angelegt, der stufenweise in einer Abfolge aus Bestandsanalyse, Potenzialanalyse, Aufstellung eines Zielszenarios und Maßnahmenkonkretisierung erfolgt. Zunächst werden aktuelle Wärmebedarfe, daraus resultierende Emissionen und Informationen zu Gebäuden, Wärmequellen und Infrastrukturen erfasst. Anschließend werden Wärmepotenziale (Einsparmöglichkeiten durch Sanierung, Abwärmenutzung) untersucht, um hierauf aufbauend ein Zielszenario bzw. -szenarien zu entwickeln, die in eine übergreifende Strategie und konkrete Detailplanungen überführt werden können.
Die Qualität und Aussagekraft eines kommunalen Wärmeplans hängt dabei maßgeblich und unmittelbar von der zur Verfügung stehenden Datengrundlage ab. Für eine fundierte Wärmeplanung müssen zahlreiche Daten beschafft und verarbeitet werden. Hierzu zählen nicht nur räumlich aufgelöste Gebäudeinformationen (z. B. Gebäudetypen, Baualtersklasse, Sanierungszustand, Geschosszahl, Wärmeerzeugungsanlagen), Bedarfe, Verbräuche und Emissionen sowie Informationen zur Versorgungsinfrastruktur. Sondern auch Daten zur Nutzung der Gebäude (z. B. Anzahl der Personen bzw. Haushalte, Gewerbeart), Daten zur Erfassung möglicher Wärmequellen (z. B. Solarthermische Potenziale, Abwärmepotenziale, Erdwärme aus tiefer Geothermie) und ggf. sogar Sozialdaten spielen eine entscheidende Rolle. Um eine substantiierte Wärmeplanung zu ermöglichen, wurden Kommunen in den Ländern mit Wärmeplanungspflicht Freiheiten für die Beschaffung, Erhebung, Zusammenführung, Auswertung und Verwendung der zur Planerstellung erforderlichen personenbezogenen Daten, sicherheitskritischen Informationen und Unternehmensgeheimnisse eingeräumt.
Mangels bundeseinheitlicher Standards besteht durch das Vorpreschen einzelner Länder aktuell jedoch die Gefahr, dass unterschiedliche Regelungen getroffen werden und uneinheitliche Lösungen entstehen. Eine Standardisierung und Vergleichbarkeit sowie ein Ausschöpfen der damit verbundenen Synergiepotenziale wird hierdurch konterkariert.
Aktuelle Beratungen für ein Bundesgesetz zur Kommunalen Wärmeplanung
So soll das Gesetz Länder zur Durchführung einer Wärmeplanung verpflichten und unter Berücksichtigung nationaler Ziele einen groben Orientierungsrahmen für die Durchführung vorgeben, den Planenden gleichzeitig aber möglichst große Gestaltungsspielräume einräumen. Es ist zu erwarten, dass die Aufgabe in den meisten Ländern auf die Kommunen übertragen wird. Zu den bislang bekannt gegebenen Bestandteilen des Bundesgesetzes zählen einheitliche Fristen für die Erstellung, inhaltliche Anforderungen sowie spezielle Datenerhebungsermächtigungen für personenbezogene Daten.
Auch wenn diese Standardisierungsbestrebungen zu begrüßen sind, gibt es noch operative Lücken, wenn es um Fragen der Finanzierung von Mehraufwänden, der Verbindlichkeit von Wärmeplänen sowie dem Verhältnis zu bestehenden Rechtsordnungen, Verträgen und Zielsetzungen geht. Zumal für eine fundierte Wärmeplanung städtebauliche und energiewirtschaftliche Zusammenhänge eng abzustimmen sind, überrascht es zudem, dass die kommunale Energiebranche bislang nur im Rahmen von Datenbereitstellungspflichten berücksichtigt wird.
Die Rollen von Kommunen und Stadtwerken
Die Bereitstellung und der Betrieb leitungsgebundener Energieinfrastrukturen zählen seit jeher zu den Kernaufgaben der Stadtwerke. Im Prozess der Kommunalen Wärmeplanung können und müssen sie neben Kommunen daher eine zentrale Rolle einnehmen – Und das nicht nur als Datenlieferanten, sondern auch als Vorbilder, Akteure, Beratende sowie in koordinierender und steuernder Funktion.
Gerade kleinere Kommunen werden perspektivisch mit der komplexen Kommunalen Wärmeplanung an ihre personellen und fachlichen Grenzen stoßen. Für die Erstellung sind sie daher meist zwingend auf externe Unterstützung angewiesen. Um die operativen Lücken zu schließen und zugleich ineffiziente Parallelplanungen zu verhindern, bietet sich daher eine enge partnerschaftliche Einbindung kommunaler Versorger mit ihren Interessen, Ressourcen und ihrem Wissen in den Prozess der Wärmeplanung an.
Energieversorgungsunternehmen besitzen durch ihr traditionell breites Aufgabenportfolio und jahrelange Erfahrung im kommunalen Kontext spartenübergreifendes Spezialwissen, das sie gezielt einbringen können. Gemeinsam mit der Kommunalverwaltung verwalten sie zudem ohnehin einen Großteil der für die Wärmeplanung relevanten Daten und stehen zugleich als Betreiber von kritischen Infrastrukturen für Vertrauenswürdigkeit und Beständigkeit im Umgang mit sensiblen Daten.
Umgekehrt birgt die Wärmeplanung auch für die lokale Energiewirtschaft zentrale Chancen, wenn es um Planungs- und Investitionssicherheit für den Aus- und Umbau lokaler Energie- und Wärmenetze geht. Das wirtschaftliche Risiko bei der erforderlichen Infrastrukturplanung, welches durch hohe Kapitalaufwendungen und lange Abschreibungszeiträume befördert wird, kann so minimiert werden.
Aufgrund des zuletzt gestiegenen Bedarfs haben viele Stadtwerke, die große Wärmenetze betreiben, bereits aus eigener Motivation Wärmepläne erstellt, um im eigenen Verantwortungsbereich Maßnahmen zur Energieeffizienz und/oder zur Dekarbonisierung der Erzeugung umzusetzen. Hinsichtlich der aktuellen Energie- und Klimakrise werden weitere notwendigerweise folgen müssen. Über Kooperations- und Austauschplattformen wie Civitas Connect e. V. wird hierzu der Wissenstransfer zwischen Versorgungsunternehmen und Kommunen auch überregional befördert. Das Vorwissen aus anderen Kommunen kann so gezielt für lokale Strategien für die Wärmewende genutzt werden.
Die Kommunale Wärmeplanung bietet den Kommunen und der kommunalen Energiewirtschaft ein strategisch-planerisches Instrumentarium, um die Erfüllung nationaler Zielsetzungen mit lokalen Zugewinnen zu verbinden. So sorgt die Kommunale Wärmeplanung einerseits für Versorgungssicherheit, Dekarbonisierung, Klimaschutz und Importunabhängigkeit, bietet zusätzlich aber auch die Möglichkeit den lokalen Daseinsvorsorgeauftrag der Kommune zu unterstützen. Die im Zuge der Kommunale Wärmeplanung erarbeiteten integrierten und strategischen Flächen- und Infrastrukturplanungen tragen zu einer vorausschauenden Stadtentwicklungsplanung bei und erlauben es, soziale Aspekte wie Milieuschutz mit der sanierungsbezogenen Aufwertung von Wohnungen zu verbinden. Unabhängig von einer gesetzlichen Verpflichtung eröffnet eine systematische Wärmeplanung somit auch für kleinere Kommunen erhebliches Potenzial für Kosteneinsparungen und die effiziente Umsetzung von Klimaschutzzielen.
Perspektivisch sollten bundeseinheitliche Regelung die Vergleichbarkeit kommunaler Wärmeplanungen sowie eine Übertragbarkeit von Instrumenten ermöglichen. Um eine effiziente und fundierte Wärmeplanung zu befördern, gilt es auf bundespolitischer Ebene jedoch noch zentrale operative Lücken im Hinblick auf die Finanzierung, von Mehraufwänden, die Verbindlichkeit von Wärmeplänen, dem Verhältnis zu bestehenden Rechtsordnungen, Verträgen und Zielsetzungen sowie das Zusammenwirken mit kommunalen Versorgungsunternehmen zu schließen.
Veranstaltungsempfehlung
Beim kommenden CIVI/TALK geht es um das Thema „kommunale Wärmekonzepte“. Im Webinar wird ein Überblick zur aktuellen Lage der kommunalen Wärmeplanung (gesetzlicher Rahmen, Fördermöglichkeiten etc.) vorgestellt und durch Praxisbeispiele aus zwei Bundesländern ergänzt.
Die Online-Veranstaltung wird durch die Landesagentur NRW.Energy4Climate und Civitas Connect, unterstützt durch die EE Energy Engineers, durchgeführt.
Die Zielgruppe sind Mitarbeiter von Kommunen und Stadtwerken.
Die Bocholter Energie- und Wasserversorgung GmbH (BEW) führen mit SAP ESS & MSS ihre ersten SAP Fiori-Apps ein. Damit geben die BEW ihren Mitarbeitern und Führungskräften die Möglichkeit, Informationen und relevante Personaldaten auch über mobile Endgeräte zu pflegen und abzurufen. Gleichzeitig wurden die Prozesse der Personalverwaltung modernisiert und in großen Teilen digitalisiert. Fiori-Apps zeichnen sich durch eine intuitive Bedienung aus und bieten einen Ausblick auf die neue Anwendungswelt in S/4HANA.
Durchführung
Das SAP ESS wurde im SAP HCM der BEW durch die items installiert. Die Fiori-Infrastruktur wird auf einem geteilten Mehrmandanten-System bereitgestellt, wodurch sich für die BEW Synergieeffekte ergeben, die zu signifikanten Kostenersparnissen führen. Als Vorlage für die Einrichtung der Fiori-Apps wurde ein von items bereitgestellter Standard verwendet. Die Bereitstellung der SAP-Systeme sowie die Einrichtung des ESS und der Fiori-Apps erfolgte durch die items aus einer Hand.
Die Bereitstellung der ESS-Apps auf den mobilen Endgeräten der Mitarbeiter erfolgte durch die IT der BEW mit Unterstützung der Microsoft 365-Experten der items. Um die sensiblen Daten ausreichend zu schützen, wurde durch die items zusätzlich eine Zweifaktor-Authentifizierung für die App eingerichtet.
Ergebnisse
Das SAP HCM der BEW wurde effektiv um die SAP Applikationen Employer Self Service (ESS) und Manager Self Service (MSS) erweitert, sodass eine weitgehende Dezentralisierung von Informationsprozessen und Digitalisierung von papierbeleghaften Prozessen Effizienzsteigerungen und Kosteneinsparungen mit sich bringen.
„Wir konnten im Projekt wesentliche Personalprozesse digitalisieren, die dadurch nun schlanker, transparenter und wesentlich schneller geworden sind. Dass die Anwendungen auch für Smartphones optimiert sind, bietet uns einen echten Mehrwert – insbesondere für unsere Kolleginnen und Kollegen, die viel unterwegs sind.“ – Henning Honsel, stellv. Personalleiter BEW
Das Designkonzept Fiori funktioniert unabhängig von Endgeräten und Bildschirmgrößen, weshalb sich die Apps problemlos auf den Endgeräten der Mitarbeiter installieren ließen. Somit haben die Mitarbeiter zu jeder Zeit und ortsunabhängig die Möglichkeit, konsistent ihre Zeiterfassung durchzuführen und relevante Informationen und Daten zu Ihrer Person zu pflegen. Die Nutzerfreundlichkeit steigt, bei einem gleichzeitig sinkenden Verwaltungsaufwand.
Die Bocholter Energie- und Wasserversorgung GmbH (BEW) gehört zur Stadtwerke-Bocholt-Gruppe. Es ist ein modernes Dienstleistungsunternehmen, das Bocholter Privat- und Geschäftskunden aus einer Hand mit Energie und Trinkwasser versorgt. Darüber hinaus beliefert die BEW regional Privatkunden und deutschlandweit Industriekunden mit Strom und Erdgas.
SAP Fiori
Fiori ist das neue Designkonzept, das die User-Experience von SAP-Anwendungen vereinfacht und personalisiert. Fiori arbeitet dabei mit sogenannten Kacheln oder auch Apps, wie man sie auch aus vielen anderen Bereichen bei mobilen Endgeräten kennt. Für den mobilen Einsatz des SAP ESS ist der Einsatz von SAP Fiori eine Voraussetzung. Fiori wird aber auch bei einem angedachten Wechsel in die SAP HANA-Welt ein entscheidender Faktor sein, der für HANA nicht zwingend vorausgesetzt, jedoch für ein entsprechendes Nutzungserlebnis empfohlen wird.
Die Gaspreisbremse naht, doch wie wird sie kalkuliert?
Wie haben Gaslieferanten ab dem ersten März 2023 den Abschlag von SLP-Kunden zu berechnen? Wie erfolgt die rückwirkende Verrechnung für die Monate Januar und Februar? Was passiert, wenn der SLP-Kunde unterhalb des Jahres abgerechnet wird oder wenn er zum Zeitpunkt der Abrechnung weniger als das Entlastungskontingent verbraucht hat? Diese Fragen und viele weitere stellen sich aktuell vermutlich alle Gaslieferanten, welche mit der Umsetzung der Gaspreisbremse beschäftigt sind. Was auf den ersten Blick einfach klang, dass jeder SLP-Kunde einen gedeckelten Preis für ein bestimmtes Mengenkontingent erhält, ist in der Praxis doch viel komplexer. Denn es existieren eine Vielzahl von Tarifstrukturen und zusätzlich sind einige Ausnahmen und Besonderheiten im Gesetz zu beachten.
Dennoch haben wir uns die Mühe gemacht, verschiedene Kalkulationsbeispiele zu erstellen, wie die Berechnung der Gaspreisbremse für einzelne Abrechnungsvarianten für SLP-Gaskunden aussehen könnte. An dieser Stelle sei eindeutig darauf hingewiesen, dass es sich um Rechenbeispiele handelt, für die wir keine Gewähr auf Richtigkeit gewähren! Betrachtet unsere Rechenbeispiele als Hilfestellung, wie wir als items die Gaspreisbremse verstehen. Hierbei betrachten wir nur drei Standardfälle für einzelne Tarifstrukturen. In der Praxis sollte daher immer eine eigene Prüfung der eigenen Tarifstrukturen und Berücksichtigung gesetzlicher Ausnahmen, Höchstgrenzen etc. vorausgehen.
Insgesamt stellen wir drei unterschiedliche Rechenbeispiele vor, welcher im SLP-Bereich unserer Auffassung nach den Großteil der Tarifanwendungsfälle abdecken sollten. Die Auswirkungen eines Lieferantenwechsels greifen wir in diesem Beitrag jedoch nicht auf. Bevor wir aber in die Beispielkalkulation einsteigen, werfen wir erst noch einen Blick auf die theoretischen Rechengrundlagen der Gaspreisbremse.
Die theoretische Grundlage zur Ermittlung der Gaspreisbremse
Ausgangspunkt für die Gaspreisbremse ist die Bestimmung eines sog. Entlastungskontingents. Dieses errechnet sich bei SLP-Kunden bis zu einem jährlichen Verbrauch von max. 1,5 Mio. kWh i. d. R. über den Vorjahresverbrauch und ist auf 80 % gedeckelt. Der Vorjahresverbrauch wird zu Beginn der Gaspreisbremse einmalig bestimmt und kann nicht wieder geändert werden. Bei dem Entlastungskontingent handelt es sich somit um eine festgelegte subventionierte Menge, die mit einem staatlich festgesetzten Referenzpreis gedeckelt wird. Für SLP-Gaskunden beträgt dieser 12 ct/kWh. Liegt der vereinbarte Preis (realer Gaspreis) mit dem Letztverbraucher oberhalb von 12 ct/kWh greift die Gaspreisbremse.
Aus Sicht des Letztverbrauchers handelt es sich bei der Entlastung über die Gaspreisbremse somit um einen staatlichen Zuschuss, der mit der monatlichen Abschlagszahlung vorläufig und erst mit der Rechnungsstellung endgültig gewährt wird. Der staatliche Zuschuss berechnet sich über den sog. Differenzbetrag. Der Differenzbetrag errechnet sich aus der Differenz des eigentlich vereinbarten Gaspreises minus dem Referenzpreis. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass der staatliche Zuschuss nur für die Gasmenge des Entlastungskontingents, also 80 % des Vorjahresverbrauchs, vorgesehen ist. Für alle Gasmengen, welche oberhalb des gewährten Entlastungskontingents liegen, muss der Letztverbraucher den vollen Gaspreis zahlen. Ausnahmen bestehen evtl. für Letztverbraucher, welche bestimmte Höchstgrenzen der staatlichen Förderung überschreiten, sollen aber an dieser Stelle vernachlässigt werden, da dies hauptsächlich RLM-Kunden betreffen dürfte.
Da ein SLP-Kunde nicht jeden Monat abgerechnet wird, sondern normalerweise alle 12 Monate, müssen Gaslieferanten ab dem 01.03.23 ihre Abschläge neu kalkulieren und ihre Kunden über die Höhe der neuen Abschläge bis Mitte Februar informieren. Gleichzeitig sind die Kunden im Monat März rückwirkend für die Monate Januar und Februar zu entlasten. Das Entlastungskontingent selbst wird als vorläufige Entlastung in Form der Abschläge gleichmäßig über das Jahr verteilt. Kommt es zu Preisanpassungen im Jahr 2023, sind mengengewichtete Preiseffekte zu berücksichtigen. Das grobe Berechnungsschema ist der folgenden Abbildung zu entnehmen.
Welche Varianten müssen je Tarif berücksichtigt werden?
Die gesamte Anzahl möglicher Tarifstrukturen im Bereich Gas zu betrachten, ist im Rahmen dieses Blogbeitrags nicht möglich. Deshalb werden wir uns auf drei verschiedene Rechenbeispiele konzentrieren. Bei dem ersten Beispiel handelt es sich vermutlich um das Best-Case-Szenario, bei der ein SLP-Kunde über das gesamte Jahr zu den gleichen Preiskonditionen von einem Gaslieferanten versorgt wird. Die Abrechnungsperiode liegt genau bei Januar bis Dezember, wodurch die nächste Jahresabrechnung genau den Zeitraum der Gaspreisbremse umfasst. Hierbei werden wir die drei Varianten betrachten, wenn der Letztverbraucher mehr Gas als im Vorjahreszeitraum verbraucht, wenn er weniger Gas verbraucht, aber mehr, als ihm nach dem Entlastungskontingent zusteht und wenn er weniger verbraucht, als das Entlastungskontingent vorsieht.
Im zweiten Rechenbeispiel wird die erste Variante verändert, dass der Gaslieferant eine unterjährige Preisanpassung zur Mitte des Jahres vornimmt, wodurch der Differenzbetrag neu kalkuliert werden muss und somit die Höhe des neuen Abschlags nach Durchführung der Preisanpassung. Im dritten Rechenbeispiel wiederum betrachten wir den Fall einer unterjährigen Abrechnung des Kunden in Mitte 2023, was dazu führt, dass ein Teil des staatlichen Zuschusses mit in die Abrechnung 2024 genommen werden muss. Alle Beispiele gehen von der Kalkulation eines SLP-Kunden mit einer Vorjahresprognose von 10.000 kWh aus. Bei allen Rechenbeispielen wird der Arbeitspreis vernachlässigt, da dieser durch die staatlichen Vorgaben nicht mehr angepasst werden kann, sofern sich keine staatlichen Preisbestandteile mehr verändern. Bei allen Rechenbeispielen geht es also um die Kalkulation der Höhe des Abschlags auf Basis des Verbrauchs. Die monatlichen Kosten für den Arbeitspreis müssten noch hinzugerechnet werden.
Rechenbeispiel 1 Gaspreisbremse: – SLP-Belieferung Jan. – Feb. ohne Preisanpassung
In unserem Rechenbeispiel 1 haben wir einen SLP-Kunden mit einem prognostizierten Jahresverbrauch von 10.000 kWh. Die Belieferung erfolgt über das gesamte Jahr zu einem konstanten Preis von 16 ct/kWh. Die Jahresabrechnung erfolgt zum Dezember 2023. Das Entlastungskontingent beträgt 8.000 kWh (80 %) und der Referenzpreis liegt bei 12 ct/kWh (brutto). Das Entlastungskontingent wird gleichmäßig auf alle 12 Monate verteilt. Der neue Abschlag ab dem ersten März 2023 berechnet sich insgesamt aus drei Bestandteilen:
Der subventionierten Menge des Entlastungskontingents (8.000 kWh) * dem Referenzpreis (12 ct/kWh) verteilt auf 12 Monate: 80,00 € p.m.
Dem Abschlag, für die nicht subventionierte Menge (2.000 kWh) * dem realen Gaspreis (16 ct/kWh) verteilt auf 12 Monate: 26,67 € p.m.
Dem staatlichen Zuschuss als vorläufige Entlastung auf Basis des Differenzpreises errechnet aus der Differenz des: realen Gaspreises (16 ct/kWh) minus dem Referenzpreis (12 ct/kWh) mal die subventionierte Menge (8.000 kWh) verteilt auf 12 Monate: 26,67 € p.m.
Der staatliche Zuschuss ist nicht vom Letztverbraucher zu tragen. Stattdessen erhält das EVU das Geld bereits über eine beantragte Vorauszahlung vom Staat über eine Prüfbehörde. So muss der Letztverbraucher lediglich einen Abschlag von 106,67 € zahlen anstatt einem Abschlag von 133,33 € pro Monat.
Da die Gaspreisbremse jedoch im Januar und Februar noch nicht greift, muss der Letztverbraucher für diese beiden Monate den vollen Abschlag von 133,33 € p.m. zahlen. Eine Anpassung des Abschlages auf 106,67 € p.m. erfolgt erst ab März 2023. Lediglich im Monat März besteht die Besonderheit, dass der Letztverbraucher rückwirkend für die Monate Januar und Februar zu entlasten ist. In diesem Fall reduziert sich der Abschlag im Monat März zusätzlich um den staatlichen Zuschuss von jeweils 26,67 €. Somit erhält der Letztverbraucher eine zusätzliche Entlastung im Monat März von 53,33 €. Der Märzabschlag sinkt auf 53,34 €. Für die Monate April bis einschließlich Dezember verbleibt der Abschlag bei 106,67 €. Insgesamt zahlt der Letztverbraucher in Summe 1.280,00 € für das gesamte Jahr.
Im Monat Dezember kommt es zur Jahresabrechnung zwischen dem Lieferanten und Letztverbraucher, bei der die endgültige Entlastung des Letztverbrauchers erfolgt auf Basis seines realen Verbrauchs nach der Jahresendablesung. Hier kann es zu drei unterschiedlichen Konstellationen kommen:
Der Jahresverbrauch liegt unterhalb der Verbrauchsprognose, aber oberhalb des Entlastungskontingents
Der Jahresverbrauch liegt unterhalb des Entlastungskontingents
Der Jahresverbrauch liegt oberhalb der Jahresverbrauchsprognose
Im Szenario der Beispielrechnung wird ein Jahresverbrauch von 9.000 kWh angenommen. Der Preis hat sich über das gesamte Jahr nicht geändert und beträgt 16 ct/kWh. Ohne Strompreisbremse liegen die Kosten bei 1440 € (der Arbeitspreis ist noch zu ergänzen). Der staatliche Zuschuss ergibt sich aus dem Differenzbetrag von 4 ct/kWh mal dem Entlastungskontingent und beträgt 320 €, welcher von den ursprünglichen Kosten von 1440 € abzuziehen ist. Es ergibt sich ein fälliger Endbetrag von 1.120 € bei einer geleisteten Abschlagszahlung von 1.280,00 €. Der Kunde hat somit ein Guthaben von minus 160,00 €.
Liegt der Jahresverbrauch unterhalb des Entlastungskontingents z. B. bei 7.000 kWh, erfolgt die Berechnung nach dem gleichen Schema. Ohne Gaspreisbremse ergeben sich bei 7.000 kWh mal den Arbeitspreis von 16 ct/kWh Kosten von 1120 €. Da sich der Arbeitspreis nicht geändert hat, verbleibt der staatliche Zuschuss bei 320 €. Es ergibt sich ein geringer Endbetrag von 800 €. Da die Abschlagszahlung unverändert geblieben ist, ergibt sich ein Saldo von minus 480,00 €.
Liegt der Jahresverbrauch hingegen oberhalb der Verbrauchsprognose z. B. bei 12.000 kWh steigen die Kosten ohne Gaspreisbremse auf 1920 € an. Der Zuschuss verbleibt weiterhin bei 320 €, da das Entlastungskontingent bei 8.000 kWh gedeckelt bleibt. Es ergibt sich ein Endbetrag von 1.600 €, sodass der Kunde nach Abzug der geleisteten Abschlagszahlung 320,00 € nachzahlen muss.
Würde der Jahresverbrauchswert genau bei der Jahresprognose von 10.000 kWh liegen, ergäbe sich ein Guthaben was genau einem Monatsabschlag entspricht. Der Wert liegt nicht bei null, weil in dem Kalkulationsbeispiel im Monat der Jahresendabrechnung noch ein Abschlag eingezogen wurde. In der Praxis wird dies von Lieferanten unterschiedlich gehandhabt und im Monat der Jahresendabrechnung manchmal der zusätzliche Abschlag erhoben und manchmal nicht. Würde der zusätzliche Abschlag entfallen in dem Monat der Jahresendabrechnung würde die Rechnung genau aufgehen.
Rechenbeispiel 2 Gaspreisbremse: SLP-Belieferung Jan. – Feb. mit unterjähriger Preisanpassung
Im zweiten Rechenbeispiel bleibt die Konstellation unverändert, mit der Ausnahme, dass der Lieferant zum Monat Juli eine unterjährige Preisanpassung durchführt und den Arbeitspreis auf 20 ct/kWh anhebt. Die Preisanhebung ist dem Versorger zum Jahresanfang noch nicht bekannt, weswegen die erste Kalkulation der Abschläge wie in Beispiel 1 erfolgt. Auf Basis des Vorjahresverbrauchs von 10.000 kWh und einem Arbeitspreis von 16 ct/kWh ergibt sich weiterhin ein Abschlag ohne Gaspreisbremse von 133,33 €. Mit Berücksichtigung der Gaspreisbremse ergibt sich weiterhin ein Abschlag von 106,67 €, da der staatliche Zuschuss 26,67 € beträgt. Die Letztverbraucher zahlen in den Monaten Januar und Februar weiterhin die vollen Abschläge von 133,33 € und es findet eine zusätzliche Entlastung im Monat März von 53,33 € statt. Ab dem Monat April verbleibt bis zur Preiserhöhung der Abschlag bei 106,67 €.
Mit der Preisanpassung zum Juli 2023 auf 20 ct/kWh ist eine Neuberechnung des Abschlages erforderlich. Da der Lieferant keine unterjährige Ablesung durchgeführt hat, wird die Annahme getroffen, dass dem Letztverbraucher zur Hälfte des Jahres noch 5.000 kWh für das laufende Jahr verbraucht (natürlich können hier auch andere Mengen angesetzt werden). Auf Basis der angenommenen 5.000 kWh erfolgt eine Neukalkulation des Abschlages mit dem neuen Arbeitspreis. Da für das Entlastungskontingent weiterhin der Referenzpreis von 12 ct/kWh für die Menge von 80 % gilt, verbleibt dieser Bestandteil des Abschlages bei 80 € pro Monat. Der Abschlag für die restlichen 20 % steigt jedoch auf 33,33 € durch den höheren Arbeitspreis an. Da durch die Preiserhöhung der Differenzbetrag (20 ct/kWh minus 12 ct/kWh) ansteigt, ergibt sich nun ein höherer staatlicher Zuschuss von 53,33 €. Der neue Abschlag beträgt ab Juli somit 113,33 € für die Monate Juli bis Dezember bis zur Jahresendabrechnung. Ohne Gaspreisbremse würde der neue Abschlag 166,67 € betragen. Insgesamt leistet der Letztverbraucher Abschläge über das Jahr in Höhe von 1.320,00 €.
Kommt es zur Jahresendabrechnung im Dezember bei einem beispielhaften Jahresverbrauch von 9.000 kWh (unterhalb der Vorjahresprognose) ergeben sich ohne die Gaspreisbremse Kosten von 1620 €. Der Betrag ergibt sich aus einem mengengewichteten Verbrauch mal dem jeweiligen Arbeitspreis. Da zum Juni keine unterjährige Ablesung erfolgt ist, wurde in der Rechnung zur Vereinfachung ein gleichmäßiger Verbrauch von 4.500 kWh je Preisperiode unterstellt. Welche Methodik hier anzusetzen ist, sollte jeder Lieferant auf Basis der Anforderungen der Gaspreisbremse für sich selbst klären.
Durch die Preiserhöhung steigt auch der staatliche Zuschuss auf 480 € an, welcher sich ebenfalls aus einem mengengewichteten Entlastungskontingent ergibt. In unserem Beispiel durch 6*26,67 € für die Monate Januar bis Juni und 6*53,33 € für die Monate Juli bis Dezember. Es ergibt sich somit ein Endbetrag von 1.140,00 € nach Abzug des staatlichen Zuschusses. Unter Berücksichtigung der Summe der Abschlagszahlung von 1.320,00 € ergibt sich ein Guthaben von 180,00 €.
Rechenbeispiel 3 Gaspreisbremse: SLP-Belieferung unterjährige Abrechnung des Kunden im Juni 2023
Im dritten Rechenbeispiel steigt die Komplexität der Abrechnung, da die Jahresendabrechnung nicht mehr zum Monat Dezember erfolgt, sondern unterjährig im Jahr 2023. Es werden die gleichen Werte wie in Rechenbeispiel 1 angenommen. Eine Preiserhöhung für das Jahr 2023 erfolgt wie in Rechenbeispiel 2 auf 20 ct/kWh zum Monat Juli im Zuge der Jahresendabrechnung. Bis zum Monat Juni ändert sich im Beispiel 3 relativ wenig. Der Abschlag für die Monate Januar und Februar beträgt weiterhin 133,33 €, zum Monat März erfolgt die rückwirkende Entlastung mit 53,33 €. Der neue Abschlag ab März reduziert sich durch die vorläufige Entlastung durch den staatlichen Zuschuss auf 106,67 €. Bis zum Monat Juni leistet der Letztverbraucher eine Abschlagszahlung von 640,00 €.
Damit im Monat Juli mit einer neuen Abrechnungsperiode begonnen werden kann, kommt es im Juni zur Endabrechnung für das Lieferjahr 2022/23. In unserem Beispiel betrachten wir jedoch nur den Anteil des Lieferjahres von 2023. Auf der realen Endabrechnung wären die Kosten und Mengen für das Jahr 2022 zusätzlich zu berücksichtigen. Im Zuge der Jahresendabrechnung wurde für 2023 für die Monate Januar bis Juli ein Verbrauch von 4.000 kWh ermittelt. Der Arbeitspreis war für diese Abrechnungsperiode konstant bei 16 ct/kWh. Es ergeben sich Kosten ohne die Gaspreisbremse von 640,00 €. Der staatliche Zuschuss beträgt insgesamt 160 €. Aus dem Endbetrag von 480 € gegenüber geleisteten Abschlagszahlungen von 640,00 € ergibt sich ein Guthaben-Saldo von minus 160 €. Das Guthaben wird in unserem Beispiel ausbezahlt und nicht mit der nächsten Abrechnungsperiode verrechnet. Ob dieses Vorgehen zulässig ist, sollte jeder Lieferant noch einmal juristisch prüfen lassen oder ob eine Überführung des Guthabens in die nächste Abrechnungsperiode zwingend erforderlich ist.
Für die nächste Abrechnungsperiode 2023/24 muss der Lieferant den Abschlag neu kalkulieren, durch die Preisanpassung zum Juli auf 20 ct/kWh. Obwohl der Kunde weniger Gas in der letzten Abrechnungsperiode benötigt hat, verbleibt in unserem Beispiel die neue Verbrauchsprognose bei 10.000 kWh. Es ergibt sich ein neuer Abschlag von 113,33 € wie im Rechenbeispiel 2 nach der Preiserhöhung. Ohne Gaspreisbremse würde der Abschlag 166,67 € betragen. Für die Monate Januar bis Dezember verbleibt der Abschlag bei 113,33 €. Da ab Januar 2024 die Gaspreisbremse endet, steigt der Abschlag auf 166,67 € an. Würde die Abrechnung bis zum Ende der normalen Abrechnungsperiode durchlaufen, ergeben sich Abschlagszahlungen des Letztverbrauchers in Höhe von insgesamt 1.680,00 €.
Für die Rechnung 2023/24 bedeutet dies, dass ein Teil der staatlichen Zuschüsse in zwei Jahresendabrechnungen erfolgt. In unserem Rechenbeispiel würde dies bedeuten, dass bei einem Verbrauch von 11.000 kWh am Ende der Abrechnungsperiode Kosten von 2.200,00 € anfallen und ein Anteil des staatlichen Zuschusses von 320,00 € zusteht. Es ergibt sich ein Endbetrag von 1.880,00 € gegenüber geleisteten Abschlagszahlungen von 1.680,00 €, wodurch sich ein Saldo von 200 € ergibt, die der Kunde als Nachzahlung leisten muss.
Allerdings besteht nach der Gaspreisbremse nach § 20 die Besonderheit, dass alle Gaslieferanten allen ihren Kunden binnen einer bestimmten Frist bereits eine Jahresendabrechnung über die Höhe aller gewährten Entlastungsbeträge ausweisen muss. Somit muss auf der Endabrechnung 2023/24 auch der Anteil des staatlichen Zuschusses mitberücksichtigt werden, welcher in der Rechnung 2022/23 ausgewiesen wurde, damit der Kunde die Information über die Höhe der insgesamt gewährten Entlastung erhält. In der Praxis muss die Rechnung ggf. frühzeitiger erfolgen muss. in unserem Beispiel passt es gerade noch, da die Endabrechnung spätestens bis zum 30. Juni 2024 erstellt sein muss. Der Abrechnungszeitraum verkürzt sich somit im Beispiel nicht. Anders wäre es gewesen, wenn die Abrechnung erst im September gewesen wäre.
Wie vermutlich an den Rechenbeispielen ersichtlich wurde, handelt es sich bei der Gaspreisbremse um ein komplexeres Konstrukt, welches durch die IT-Systeme abgebildet werden muss. Neben den drei Rechenbeispielen existieren allerdings noch eine Vielzahl von Sonderkonstruktionen, die wir in unserem Beitrag nicht beachtet haben. So sind weitere Kalkulationen bei SLP-Kunden notwendig, deren Preise vom Spotmarkt abhängen und das ganze Kundenfeld der RLM-Kunden wurde vernachlässigt. Da allerdings die Tarifvielfalt bei Lieferanten sehr unterschiedlich sein kann, sollte jeder Lieferant für sich prüfen, wie die Rechenlogik der Gaspreisbremse auszugestalten ist.
Die Abrechnungskomplexität steigt auf jeden Fall, wenn der Lieferant keine klassische Endabrechnung vornimmt, sondern eine rollierende unterjährige Abrechnung. Sollte der Lieferant ggf. eine gemeinsame Spartenabrechnung im Zuge der Jahresendabrechnung durchführen und werden die Guthaben je Sparte miteinander verrechnet, kann es auch hier zu Abrechnungsproblemen kommen. Die Guthaben je Sparte müssen teilweise nach den Energiepreisbremsen je Konstellation anders verwendet werden.
Hinzu kommt, dass die Abrechnung für das Lieferjahr 2023/24 vermutlich bei vielen Kunden in der rollierenden Abrechnung verkürzt werden muss, um die Fristen der Energiepreisbremsen einhalten zu können. Mit Blick auf den März und bereits anstehenden Entlastungen im Februar für RLM-Kunden wird das Energiepreisbremsen-Projekt vermutlich ein Marathon im Dauersprintmodus, um die Abrechnungsfähigkeit des Lieferanten und damit seine Liquidität sicherzustellen. Verändern würde sich die Konstellation auch noch einmal, wenn die Strompreisbremse bis Mai 2024 verlängert werden sollte. Die in diesem Blogbeitrag verdeutlichten Rechenbeispiele liefern zumindest vielleicht einen Eindruck, wie die Gaspreisbremse für SLP-Kunden zu kalkulieren ist. An dieser Stelle sei noch einmal hervorgehoben, dass es sich nur um exemplarische Rechenbeispiele handelt, wie wir auf Basis der Gesetzeslage die Gaspreisbremse kalkulieren. Ein Anspruch auf Richtigkeit unserer Rechnung erheben wir explizit nicht. Wer jedoch Interesse an der Excel zur Kalkulation der Rechenbeispiele hat, kann sich gerne bei uns melden.
Münster, 09.12.2022 – Im Rahmen eines EU-Ausschreibungsverfahrens hat sich die items GmbH & Co. KG (items) für die ausgeschriebenen SAP S/4 HANA-Systembetriebsleistungen der AVA beteiligt und erfolgreich gegen den Wettbewerb durchgesetzt. Die zentralen Bewertungskriterien, die zu einer Entscheidung für die items als neuen IT-Dienstleister geführt haben, waren die nachgewiesene Qualität und Funktionalität zum wirtschaftlichsten Preis. Die Dienstleistungserbringung beginnt zum 1. Januar 2024 und ist zunächst auf 4 Jahre vereinbart.
„Wir freuen uns, dass sich die items im europaweiten Ausschreibungsverfahren sowohl qualitativ als auch wirtschaftlich als strategischer Partner für die AVA bestätigen konnte.“ so Michael Stenzel, Leiter IT der AVA. „Die items hat uns in den zurückliegenden Jahren als IT-Dienstleister entscheidend unterstützt und wird dies auch in der Zukunft erfolgreich tun.“
items erbringt seit fast zehn Jahren IT-Dienstleistungen für die AVA. Im Wesentlichen sind das der Betrieb und die Betreuung der IT-Infrastruktur für die SAP-Systeme der AVA. Darüber hinaus erbringt items die Anwendungsbetreuung und Beratungsleistungen für die 50 SAP-Anwender. Die eingesetzten SAP Module sind FI, FI-AA, CO inkl. EC-PCA, PS, MM und HCM.
„Wir sind stolz darauf, der AVA schon seit so langer Zeit ein verlässlicher Partner sein zu dürfen und nun auch die etablierte sowie vertrauensvolle Zusammenarbeit mit der AVA fortführen zu können.“ bestätigt Ingo Weicker, Leiter Marktentwicklung bei items und Kundenmanager für die AVA.
Über die AVA Abfallverwertung Augsburg
Bei der AVA ist die Umwelt in guten Händen – denn Abfall ist nicht nur Reststoff, sondern vor allem Wertstoff. Mit dieser grundlegenden Überzeugung verwertet die AVA heute den Abfall von über 1,2 Millionen Menschen aus Augsburg und der umliegenden Region. Hierzu betreibt die AVA ein Abfallheizkraftwerk mit integrierter Krankenhausmüllverbrennung, eine Schlackenaufbereitung und eine Bioabfallvergärungsanlage. Modernste Feuerungstechnik und aufwendige Filteranlagen sorgen dafür, dass in allen Anlagenteilen die Emissionen weit unter den vom Gesetzgeber vorgeschriebenen Werten liegen.
Über die items GmbH & Co. KG
Die items GmbH & Co. KG, mit Hauptsitz in Münster und vier weiteren Standorten, ist ein Beteiligungsunternehmen mehrerer Stadtwerke. Das Unternehmen bietet den IT-Infrastrukturbetrieb, die Einführung, Betreuung und Weiterentwicklung von Anwendungssystemen und Prozess-Services speziell für die Versorgungs- und Entsorgungswirtschaft sowie den Mobilitätssektor an. Zudem unterstützt items viele Stadtwerke bei der Digitalisierung von Städten und Regionen.
Durch die Energie- und Klimakrise wächst der Bedarf an effektiven Konzepten und Maßnahmen zur Steigerung von Energieeffizienz und zur Dekarbonisierung der Strom- und Wärmeversorgung. Während im Stromsektor diesbezüglich bereits deutliche Fortschritte zu verzeichnen sind, stagniert der Wärmesektor auf niedrigem Niveau. Zumal mehr als ein Drittel des gesamten Energiebedarfs in Deutschland zur Deckung des Wärmebedarfs in Gebäuden entfällt, ist das Dekarbonisierungspotenzial hier besonders groß. Da Wärme jedoch nicht beliebig weit transportiert werden kann, sind für die Dekarbonisierung des Wärmebereichs neben energiepolitischen Anpassungserfordernissen lokale Strategien auf Ebene von Kommunen, Ortsteilen, Quartieren und Gebäuden wichtig. Für Kommunen entstehen hieraus neue Planungserfordernisse, um unausgeschöpfte Effizienz- und Einsparpotenziale sichtbar zu machen, realistische Szenarien zu entwickeln und lokal abgestimmte Maßnahmen abzuleiten.
(Geo-)Politische Hintergründe
Im Zuge der Änderung des Klimaschutzgesetzes vom 31. August 2021 hat die Bundesregierung die Klimaschutzvorgaben mit Blick auf die europäischen Klimaziele verschärft und das Ziel der Treibhausneutralität auf 2045 vorgezogen. Bis 2030 sollen die Emissionen bereits um 65 % gegenüber dem Jahr 1990 sinken. Die Dekarbonisierung des Strom- und Wärmesektors wird hierbei als elementarer Baustein zur Erreichung der Treibhausgasminderungsziele hervorgehoben. Dies ist wenig verwunderlich, wenn man bedenkt, dass energiebedingte Emissionen im Jahr 2020 etwa 83 % der deutschen Treibhausgas-Emissionen ausmachten. Anknüpfend an das Bundes-Klimaschutzgesetz wurden zahlreiche Beschlüsse und Reformpakete auf den Weg gebracht, welche die formulierten Ziele mit Maßnahmen konkretisieren. Insbesondere wird hierbei auf eine forcierte Nutzung von erneuerbaren Energien und eine Steigerung der Energieeffizienz durch sektorenspezifische Grenzwerte und Minderungsziele sowie verbindliche Vorgaben für den Ausstoß, Handel und Ausgleich von Emissionen abgezielt.
Trotz ambitionierter Zielsetzungen wächst jedoch die Umsetzungslücke in der nationalen Energie- und Klimapolitik. Nach einem pandemiebedingten Abfall steigt der Energieverbrauch im Zuge einer wirtschaftlichen Teilerholung im Jahr 2021 gegenüber den Vorjahren wieder deutlich. Erstmals verzeichnete Deutschland zudem sogar einen Rückgang der erneuerbaren Energien im Strommix bei gleichzeitig deutlichem Anstieg der Treibhausgasemissionen. Zuletzt belastete der völkerrechtswidrige Angriff Russlands auf die Ukraine und der damit einhergehende Zusammenbruch von geopolitischen Handelsbeziehungen die ohnehin angespannte Lage auf den Energiemärkten erheblich. Große Preissprünge und Lieferengpässe auf dem Energiemarkt führten nicht nur zur Verunsicherung auf den Finanzmärkten und damit zu einer Verschlechterung des Investitionsklimas, sie machten auch auf schmerzliche Weise die immense Importabhängigkeit und Verwundbarkeit der europäischen Energieversorgung deutlich. Eine zeitnahe Abkehr von fossilen Energieträgern zur Verringerung der Abhängigkeit von Energieimporten wird somit auch als Faktor zur Erhöhung der Versorgungssicherheit wichtiger.
Die Wärmewende als zentraler Baustein zur Erreichung der Klima- und Energieziele
Angesichts stetig wachsender Energiebedarfe, steigender Emissionen, hoher Preisvolatilität steht der Wärmesektor vor einem größeren Transformationsdruck. Dies betrifft nicht nur die Erschließung regenerativer Energieträger, sondern auch Technologien und Infrastrukturen für die Bereitstellung. Mit der Abkehr von fossilen Brennstoffen und dem damit einhergehenden Ausbau volatiler erneuerbarer Energien gehen zahlreiche neue Planungs- und Investitionserfordernisse einher. Diese betreffen neben kostenintensiven Sanierungen im Gebäudebereich insbesondere auch infrastrukturelle Anpassung der Wärmenetze zur Gewährleistung einer stabilen und zugleich klimafreundlichen Wärmeversorgung.
Jüngste geopolitische Ereignisse werfen zudem energiepolitische Fragen der Versorgungssicherheit und -gerechtigkeit auf und zeigen, dass bei einer Transformation der Energieversorgung neben technischen Aspekten immer auch räumliche, zeitliche, wirtschaftliche, soziale sowie kulturelle Dimensionen des Umbaus mitzudenken sind.
Die Einbindung dezentraler, regenerativer Erzeugungsanlagen, neuer Verbrauchsarten (z. B. E-Mobilität), Energiequellen und Technologien (Stichwort: Power-to-X) sowie der Ausbau von Sektorenkopplung sind nur einige von vielen neue Anforderungen an eine zukunftsorientierte Weiterentwicklung des lokalen Wärmenetzes, die eine umfassende Wärmewende zu einer komplexen und sektorenübergreifenden Aufgabe machen.
Nationale Umsetzung der Wärmewende hinkt hinterher
Um den Umsetzungsstand der Energiewende im Wärmebereich zu beleuchten, ist neben der Betrachtung des Status Quo ein Abgleich mit Zielvorgaben des Bundesklimaschutzgesetzes (KSG) belangreich, welches nationale Klimaschutzziele und maximale Treibhausgasemissionsmengen für die einzelnen Sektoren festlegt. Auffällig ist, dass der Wärmesektor trotz seines hohen Anteils an Endenergieverbrauch und energiebedingten CO₂-Emissionen nicht als eigener Sektor mit eigenen Zielkorridoren aufgeführt wird, sondern lediglich als Schnittmenge insbesondere der Sektoren Energiewirtschaft, Industrie und Gebäude auftaucht. Minderungsziele für den Wärmebereich finden sich entsprechen in verschiedenen Gesetzen auf, u. a.:
im Gebäudeenergiegesetz (GEG), das Ende 2020 die Energieeinsparverordnung (EnEV) ablöste,
im Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG), das im Januar 2009 in Kraft trat
im Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) mit der CO₂-Bepreisung fossiler Energieträger
Wie aktuelle Daten verdeutlichen, wird den klima- und energiepolitischen Zielsetzungen im Wärmesektor bislang zudem mit mäßigem Erfolg nachgegangen. Das im Energiekonzept 2010 vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) formulierte Ziel, den Wärmebedarf in Gebäuden bis 2020 um 20 % gegenüber 2008 zu reduzieren, wurde nach einem Anstieg 2019 mit einem Minus von 10,9 % nur knapp zur Hälfte erreicht.
Auch die Entwicklung der erneuerbaren Energien im Wärmesektor zeigte sich in den vergangenen Jahren noch wenig dynamisch, wie bspw. Daten zeigen, die die Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) seit 2004 regelmäßig erfasst. Zwar stieg der Anteil erneuerbarer Energien für Wärme und Kälte im Jahr 2021 um 1,2 Prozentpunkte auf 16,5 %, jedoch wird die erneuerbare Wärmeversorgung stark von verschiedenen Formen der Biomasse dominiert. Von diesen macht die feste Biomasse – sprich Holz – und damit ein potenziell begrenzter, bedingt nachhaltiger Rohstoff den weitaus größten Anteil aus. Hierbei zeigen sich auch langfristige Pfadabhängigkeiten, die sich aufgrund jahrzehntelanger Anreize bildeten.
Lokale Umsetzung der Wärmewende
Bei der Suche nach Ursachen für eine mangelnde Zielerreichung fällt der Blick schnell auf die lokale Ebene, wo es bspw. gilt, die energetische Sanierung im Gebäudebestand voranzutreiben, dezentrale Energiequellen einzubinden, Abwärme-Potenziale zu erschließen und Wärme-Verteilnetze zu entwickeln.
Im Vergleich zum Strommarkt ist die Wärmeversorgung jedoch wesentlich kleinteiliger und von heterogenen Akteuren und Infrastrukturen geprägt. Hinzu kommt, dass die Energiewende im Wärmebereich hierbei bislang überwiegend unter der Zielsetzung eines klimaneutralen Gebäudebestands durch energetische Sanierung diskutiert wird. Mit Sanierungsquoten, EE-Vorgaben für Heizungsanlagen oder Anreizprogramme für Renovierungsmaßnahmen werden fast ausschließlich öffentliche und private Eigentümerinnen und Eigentümer von Gebäuden als zentrale Akteure der Wärmewende adressiert. Neben vielen Millionen Gebäudeeigentümer:innen gibt es jedoch unzählige Möglichkeiten den Wärmebedarf zu decken – vom Ölkessel im Keller über Gasheizungen bis hin zur Wärmepumpe oder Solarthermieanlage. Nicht selten verlaufen die für die Wärmewende notwendigen Planungs- und Investitionsmaßnahmen vor Ort daher unkoordiniert und unabgestimmt. Gerade in Ballungsräumen, die naturgemäß von starken Interdependenzen geprägt sind, kommt es so zu ineffizienten Lösungen und unausgeschöpften Synergiepotenzialen. Ohne eine übergeordnete Koordinierung sind die bundespolitischen Zielsetzungen in Anbetracht der Komplexität lokaler Wärmesysteme somit kaum erreichbar.
Die Ebene zwischen den zu erreichenden klima- und energiepolitischen Zielsetzungen und konkreten Maßnahmen – die Planungsebene – wo überordnete Vorgaben in lokalspezifische Zielpfade übertragen und kohärente, strategische Entscheidungen über die zur Verfügung stehenden Handlungsoptionen getroffen werden, findet jedoch in der Bundespolitik bislang wenig bis keine Beachtung.
Im Sinne der kommunalen Selbstverwaltung sollte es hierbei den Kommunen obliegen, die Maßnahmen im Gemeindegebiet gemeinsam mit zentralen Akteuren im Gemeindegebiet zu koordinieren, bspw. mit rechtsverbindlichen Festsetzungen in Kommunalverfassungen, Gemeindeordnungen oder Bebauungsplänen. Bestenfalls geschieht dies auf Grundlage ausgereifter, sektorübergreifender Konzepte, die die jeweilige Situation vor Ort bestmöglich berücksichtigen und Planungs- und Investitionssicherheit für alle Akteure schaffen.
Fazit
Mit einem Anteil von über 50 % am gesamten Endenergieverbrauch und 40 % an den energiebedingten CO₂-Emissionen, stellt der Wärmesektor in Deutschland einen zentralen Schlüsselbereich zur Substitution fossiler Energieträger dar. Jedoch wird den klima- und energiepolitischen Zielsetzungen im Wärmesektor bislang nur mit mäßigem Erfolg nachgegangen.
Bei der Suche nach Gegenstrategien wird schnell klar, dass der Weg zu einer nachhaltigen, bundesweiten Wärmewende nicht über pauschale Lösungen verläuft, sondern unweigerlich lokale Konzepte erforderlich sind, die örtliche Gegebenheiten und Akteure berücksichtigen und eine strategische Abstimmung zischen Einzelmaßnahmen ermöglichen. Aufgrund der heterogenen räumlichen, wirtschaftlichen und sozialen Rahmenbedingungen, mit denen jeder Haushalt und jede Kommune arbeiten muss und der föderalen Strukturen in Deutschland wird eine zentrale Steuerung durch den Bund wie im Stromsektor kaum möglich sein. Somit obliegt es den Kommunen, den Transformationsprozess vor Ort koordiniert zu gestalten und eine langfristige Planbarkeit zu schaffen.
Es vergeht wohl kaum ein Tag in Deutschland, bei dem auf politischer Ebene nicht über die Weiterentwicklung des deutschen Energiemarktes diskutiert wird. Die aktuell bekanntesten Themen sind vermutlich die Strompreisbremse, die Gaspreisbremse und Wärmepreisbremse sowie der Mechanismus zur Abführung von sog. „Übergewinnen“ oder „Zufallsgewinnen“ von Stromerzeugungsanlagen. In diesem Blogbeitrag legen wir den Fokus auf die Funktionsweise und die Regelungen des Abschöpfungsmechanismus von Stromerzeugungsanlagen, die unter die Regelungen des Strompreisbremsengesetzes fallen. Nach Willen des Gesetzgebers haben diese Anlage ab einem bestimmten Börsenpreis ihre zusätzlichen Einnahmen zu einem fest definierten Prozentsatz abzuführen.
Auslöser für die Einführung des Ausgleichsmechanismus ist die politische Debatte, dass durch den Anstieg der Energiepreise Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten (Energieträger + CO₂-Zertifikate) von hohen Mitnahmeeffekten profitieren würden. Grund hierfür ist das Merit-Order-Prinzip, nachdem das höchste Kraftwerk den Marktpreis für alle Kraftwerke setzen würde. Wie wir bereits in einem separaten Blogbeitrag zum Merit-Order-Modell geschrieben haben, ist diese Argumentation nur halb richtig und spiegelt nur bedingt die Preisentwicklung wider.
Der Ausgleichsmechanismus selbst ist Teil des Instrumentenkastens, welcher den einzelnen Mitgliedsstaaten der EU zur Verfügung steht und wurde ebenfalls in einem separaten Blogbeitrag detailliert erläutert. Somit ist der Ausgleichsmechanismus nur ein kleines Puzzleteil, welches sich in die staatlichen Maßnahmen zur Begrenzung der Energiepreise eingliedert und soll einen Teil der Maßnahmen wie die Strompreisbremse quer finanzieren. Zum aktuellen Zeitpunkt befindet sich der Abschöpfungsmechanismus noch im Gesetzgebungsverfahren. Mit einem offiziellen Gesetzesbeschluss wird aktuell zum 16. Dezember 2022 gerechnet. Der Mechanismus soll bereits zum 01. Januar 2023, also 14 Tage später, in Kraft treten. Deshalb ist noch mit Änderungen, sicherlich im Bereich der Erlösobergrenzen von Stromerzeugungsanlagen zu rechnen.
Wen betrifft der Abschöpfungsmechanismus?
Vom Abschöpfungsmechanismus für Stromerzeugungsanlagen sollen nicht alle Anlagen betroffen sein. Nicht betroffen sind Stromerzeugungsanlagen, welche Strommengen (bzw. Absicherungsgeschäfte) aus Basis der folgenden Energieträger erzeugen:
leichtem Heizöl
Flüssiggas
Erdgas
Biomethan
Steinkohle
Gichtgas
Hochofengas
Kokereigas
Sondergasen aus Produktionsprozessen der Chemie- und Rußindustrie
Strom aus EE- & KWK-Anlagen < 1MW
Sonstige Stromerzeugungsanlagen < 1MW
Zwischengespeicherter Strom (Bsp. Pumpkraftwerk)
Strom, der ohne Nutzung des öffentlichen Netzes verbraucht wird
Alle anderen Stromerzeugungsanlagen sind vom Abschöpfungsmechanismus betroffen. Mit den Ausschlusskriterien liegt der Fokus insgesamt auf erneuerbare Energien-Anlagen, denen aufgrund der geringen Grenzkosten eine hohe Gewinnmarge unterstellt wird. Kleinstanlagen sind jedoch aufgrund der Mindestanschlussleistung von 1 MW nicht betroffen.
Der Abschöpfungsmechanismus – Wie sieht das grundlegende Funktionsprinzip aus?
Mit Inkrafttreten der Strompreisbremse zum 01. Januar 2023 startet auch der Abschöpfungsmechanismus. Ausgangspunkt ist die Höhe des Spotmarktpreises. Liegt der Spotmarktpreis oberhalb der energieträgerspezifischen bzw. anlagenspezifischen Referenzkosten nach § 16 StromPBG, wird der Abschöpfungsmechanismus aktiviert. Hierzu wird im ersten Schritt ein fiktiver Stromerlös berechnet, den die Anlage mit dem Spotmarktpreis erzielt hätte. Durch die Multiplikation der Strommenge mit dem Spotmarktpreis ergeben sich die fiktiven Stromerlöse. Im nächsten Schritt erfolgt die Berechnung der zulässigen Stromerlöse. Hierzu wird dieselbe Strommenge mit dem Referenzpreis aus § 16 StromPBG multipliziert, sofern keine besonderen Ausnahmen bestehen. Durch die Bildung der Differenz aus dem fiktiven Stromerlös und den zulässigen Stromerlösen ergibt sich die Höhe des Übergewinns für den Anlagenbetreiber. Von diesem Übergewinn hat der Betreiber der Stromerzeugungsanlage 90 % der Übergewinne an den zuständigen Netzbetreiber anzuführen, welcher die Erlöse an den Übertragungsnetzbetreiber der jeweiligen Regelzone weiterleitet. Der grundlegende Berechnungsmechanismus ist noch einmal auf der folgenden Abbildung dargestellt:
Der Abschöpfungsmechanismus – Welche Referenzpreise sind anzusetzen?
Für die Höhe der Referenzpreise hat der Gesetzgeber ein umfangreiches Regelwerk vorgesehen, welches die einzelnen Erzeugungstechnologien und Vermarktungsstrategien berücksichtigen soll. Der Referenzpreis bildet sich hauptsächlich aus einem festgelegten staatlichen Wert, bei dem unterstellt wird, dass jede Erzeugungsanlage wirtschaftlich am Markt betrieben werden kann. Zusätzlich erfolgt ein Sicherheitsaufschlag. Die Summe der beiden Kostenbestandteile bildet den Referenzpreis.
Bei EE-Anlagen differenziert der Gesetzgeber zwischen Anlagen im Marktprämienmodell und der sonstigen Direktvermarktung. Befindet sich die Anlage im Marktprämienmodell, bilden sich die zulässigen Stromerlöse aus der erzeugten Strommenge, den energieträgerspezifischen Monatsmarktwerten am Spotmarkt zzgl. eines Sicherheitsaufschlages von 3 ct/kWh. EE-Anlagen in der sonstigen Direktvermarktung haben hingegen die Option, dass deren Referenzkosten nach dem gleichen Prinzip wie für EE-Anlagen im Marktprämienmodell festgelegt wird. Alternativ wird ein fester Wert von 10 ct/kWh zzgl. eines Sicherheitsaufschlages von 3 ct/kWh festgesetzt. Der Sicherheitszuschlag wird allerdings nicht gewährt, wenn es sich um eine ausgeförderte Anlage im Sinne des EEG handelt.
Bei Biogasanlagen wird mit 7,5 ct/kWh hingegen ein größerer Sicherheitsaufschlag gewährt, unabhängig vom Vermarktungsmodell. Zusätzliche Einnahmen, die sich z. B. aus dem Flexibilitätszuschlag ergeben, dürfen nicht in den Referenzpreis einbezogen werden.
Bei Wind- und Solaranlagen in der Direktvermarktung liegt der Sicherheitsaufschlag um 6 % höher, da der Gesetzgeber den Betreibern mit dem Anstieg der Strompreise höhere Direktvermarkterkosten unterstellt, weil in der Praxis die Direktvermarkterkosten mit der Höhe des Börsenpreises gekoppelt sind.
Für Off-Shore-Anlagen wird außerdem ein Mindestwert von 10 ct/kWh zzgl. eines Sicherheitsaufschlages von 3 ct/kWh festgesetzt. Ansonsten gelten die gleichen Regelungen für Off-Shore-Anlagen wie bei allen anderen EE-Anlagen im Marktprämienmodell oder der sonstigen Direktvermarktung.
Für Kernkraftwerke wurde der Wert für das Jahr 2022 auf 4 ct/kWh und ab 2023 bis zur Abschaltung der Kernkraftwerke auf 10 ct/kWh festgelegt. Hinzu kommt ein Sicherheitsaufschlag von 3 ct/kWh. Zusätzlich können bei Erfüllung bestimmter technischer Voraussetzungen weitere 2 ct/kWh als Aufschlag hinzukommen.
Komplizierter ist die Berechnung des Referenzpreises für Braunkohlekraftwerke. Hier setzt der Gesetzgeber einen Fixkostendeckungsbeitrag an. Dieser setzt sich im ersten Schritt aus einem Pauschalbetrag von 5,2 ct/kWh zusammen, wenn die Anlage nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz nach Anlage 2 bis 2030 vom Markt genommen wird. Hinzu kommt ein Aufschlag für die Kosten, welche sich aus den CO₂-Zertifikaten ergeben. Die genaue Höhe der Kosten errechnet sich aus einer Anlage, die Teil des Strompreisgesetzes ist. Außerdem ist noch ein Sicherheitsaufschlag von 3 ct/kWh hinzuzurechnen.
Für Ölkraftwerke sind die Referenzpreise deutlich niedriger. Hier setzt der Gesetzgeber Kosten von 0,25 ct/kWh an sowie einen Sicherheitsaufschlag von 3 ct/kWh. Es sind jedoch Ausnahmen nach § 13 Abs.3 Nr. StromPBG zu beachten. Alle weiteren sonstigen Stromerzeugungsanlagen (Bsp. Wasserkraft > 1MW) wurde ein Pauschalwert von 10 ct/kWh zzgl. eines Sicherheitsaufschlages von 3 ct/kWh zugewiesen. Handelt es sich hingegen um eine Anlage, die im Rahmen einer Innovationsausschreibung errichtet wurde, gilt nur ein Sicherheitsaufschlag von 1 ct/kWh.
Welche Möglichkeiten der Korrektur der Referenzpreise gibt es?
Betreiber von Stromerzeugungsanlagen haben die Möglichkeit, von den gerade dargestellten Werten der einzelnen Referenzpreise abzuweichen, primär, wenn die Anlage nicht auf dem Spotmarkt, sondern z. B. über den Terminmarkt vermarktet wird. Handelt es sich um eine anlagenbezogene Vermarktung, bei der ein fester Preis zwischen dem Betreiber der Anlage und dem Letztverbraucher geschlossen wurde, kann vom Referenzpreis nach § 16 StromPBG abgewichen werden.
Hierbei ist zwischen zwei unterschiedlichen Szenarien zu differenzieren. Handelt es sich um eine anlagenbezogene Vermarktung, dessen Vertrag vor dem 01.12.22 geschlossen wurde, können bis zum Ende der Laufzeit des bestehenden Vertrages als neue Referenzkosten die vertraglich vereinbarten Stromkosten zzgl. eines Sicherheitsaufschlages von 1 ct/kWh festgesetzt werden. Nach Ablauf des Vertrages sind die Referenzpreise nach § 16 StromPBG anzuwenden, auch wenn wieder eine anlagenbezogene Vermarktung erfolgt. Anderes gilt für Neuanlagen, welche nach dem 01.12.22 in Betrieb genommen wurden. Der Betreiber der Stromerzeugungsanlage hat bei dem Abschluss des ersten Vertrages zur anlagenbezogenen Vermarktung die Möglichkeit, als Referenzkosten die Kosten aus dem Vertrag mit dem Letztverbraucher anzusetzen. Nach Ablauf des Vertrages sind dann die Referenzkosten nach § 16 StromPBG anzusetzen, sofern das Gesetz noch Anwendung findet.
Auch bei Absicherungsgeschäften besteht die Möglichkeit, von den Referenzpreisen nach § 16 StromPBG abzuweichen. Hier wird zwischen Kontrakten nach und vor dem 01.12.22 differenziert. Die genaue Höhe zur Bestimmung des neuen Referenzpreises ergeben sich aus den Anlagen 4 und 5 des StromPBG.
Wie sehen die Anspruchs- und Ausgleichsmechanismen aus?
Die zusätzlichen Einnahmen, welche sich aus dem Abschöpfungsmechanismus ergeben, sind von den Betreibern der Stromerzeugungsanlagen an die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNBs) abzuführen. Der Verteilnetzbetreiber (VNB) agiert als Vermittler, bei dem die überschüssigen Erlöse vom Stromerzeuger zuerst an den Verteilnetzbetreiber überwiesen werden müssen. Die Überweisungen der Stromerzeuger sind vom VNB an den ÜNB weiterzuleiten. Dieser hat nach § 22 einen Anspruch auf die abgeschöpften Überschusserlöse innerhalb seiner eigenen Regelzone, die an den VNB überwiesen wurden.
Den ÜNBs fällt somit die Aufgabe zu, alle Erlöse aus dem Abschöpfungsmechanismus zu verwalten. Die zusätzlichen finanziellen Mittel können zur Querfinanzierung der Entlastung der Stromverbraucher genommen werden oder als Teil des einmaligen Bundeszuschusses zur Stabilisierung der Netznutzungsentgelte sein, wodurch sich der staatliche Zuschuss verringert. Ein mögliches Delta, welches sich aus den Einnahmen aus dem Abschöpfungsmechanismus und der Finanzierung der Entlastungen der Letztverbraucher ergibt, ist durch Steuergelder vom Bund auszugleichen. Nach § 20 hat der ÜNB einen finanziellen Erstattungsanspruch. Um nicht in finanzielle Engpässe zu geraten, haben die ÜNBs einen Anspruch auf Zwischenfinanzierung der Kosten durch den Bund nach § 25.
Auch der VNB hat einen finanziellen Erstattungsanspruch, die im Zusammenhang der Abwicklung des Abschöpfungsmechanismus entstehen. Im Fokus stehen hierbei Personalkosten, IT-Dienstleistungen oder Kapitalkosten, welche gegenüber dem ÜNB der eigenen Regelzone geltend gemacht werden können.
Um die Einnahmen aus dem Abschöpfungsmechanismus von den gewöhnlichen Geschäftstätigkeiten abzugrenzen, sind die Netzbetreiber verpflichtet, ein eigenes Konto einzurichten, welches die Einnahmen verwaltet (§ 26). Hierfür muss eine Abgrenzung der Finanzströme aus der Strompreisbremse als sonstiger Tätigkeitsbericht erfolgen.
Fazit
Mit dem Abschöpfungsmechanismus hat der Gesetzgeber im Rahmen der Strompreisbremse einen komplizierten Mechanismus geschaffen, wie Gewinne oberhalb eines fest definierten Referenzwert aus Stromerzeugungsanlagen abgeschöpft werden können. Inwieweit das Konstrukt aus rechtlicher Sicht standhalten wird, bleibt abzuwarten, da bereits die ersten juristischen Gutachten veröffentlicht wurden, welche die Rechtmäßigkeit des Mechanismus bezweifeln. Da sicherlich vonseiten der Stromerzeuger mit Einsprüchen und Klagen zu rechnen ist, darf am Ende davon ausgegangen werden, dass die Zulässigkeit im Gerichtssaal entschieden wird.
Unabhängig von der Frage der Rechtmäßigkeit sollte jedoch hinterfragt werden, ob es nicht alternative Instrumente zu dem vorgestellten Abschöpfungsmechanismus gegeben hätte, was im Gesetzentwurf zur Strompreisbremse als alternativlos verneint wurde. Mit der Festlegung eines festen Referenzwertes, bei dem die zusätzlichen Gewinne fast vollständig abgeschöpft werden müssen, macht der Gesetzgeber aus historischer Sicht eine Rolle rückwärts. Denn das Ergebnis ist, dass Stromerzeuger nur noch einen festen Preis (nach oben) für ihren Strom an der Börse erzielen können. Somit entspricht der Finanzierungsmechanismus für EE-Anlagen in der Direktvermarktung eigentlich wieder einer festen Einspeisevergütung wie in der Vergangenheit.
An dieser Stelle sollte hinterfragt werden, welchen Sinn das Marktprämienmodell eigentlich noch erfüllt, wenn die Anreize zur Erzielung zusätzlicher Gewinne an der Börse fallen. Hinzu kommt, dass viele Direktvermarkter aufgrund des Anreizsystems des Marktprämienmodells, zusätzliche Überschüsse in die Finanzierung der Anlage einkalkuliert haben und deswegen mit niedrigeren Geboten in der Ausschreibung gestartet sind. Jetzt bestünde zumindest eine Gefahr, dass genau diese Anlagen nicht mehr die zusätzlich einkalkulierten Einnahmen erzielen und in ihrer Wirtschaftlichkeit gefährdet sind.
Daher sollte aus Marktsicht die Frage gestellt werden, ob es nicht einfacher gewesen wäre, die Gewinne der Stromerzeuger nach dem Jahresabschluss zusätzlich zu besteuern, wie es auch bei Öl- und Gaskonzernen erfolgen soll. So hätte man sich das aufwendige Abschöpfungssystem und die hohen Verwaltungsaufwände gespart und gleichzeitig einen Anreiz gesetzt, Geld in neue Erzeugungskapazitäten zu investieren, statt zusätzliche Gewinne an den Staat abzuführen. Statt auf die Abschöpfung eines Umsatzteiles zu setzen, hätten auch Contracts-for-Difference (Differenzverträge) als neues Förderinstrument in Betracht gezogen werden sollen. Diese hätten ggf. sogar einen Teil der Anlagen im Marktprämienmodell zum Umstieg zwingen können. Beim Wechsel auf das Marktprämienmodell wurde dies teilweise gemacht. Denn: wären Differenzverträge bereits am Markt etabliert, hätten wir heute vermutlich nicht die Debatte über zu hohe Einnahmen bei Stromerzeugern von EE-Anlagen.
Die Stromsteuer ist ein Teil der Abgaben und Umlagen, welche für Erzeuger oder Letztverbraucher bei der Produktion und dem Verbrauch elektrischer Energie anfallen kann. Die detaillierten Regeln rund um die Stromsteuer sind in Deutschland im Stromsteuergesetz (StromStG) zu finden. Das Gesetz umfasst jeglichen Strom, unabhängig von der Spannungsebene oder der Frequenz.
Bei der Stromsteuer handelt es sich nach dem StromStG um eine sog. Verbrauchssteuer, welche durch das zuständige Zollamt erhoben wird. Bemessungseinheit ist die Megawattstunde (MWh) und betrug 2021 nach dem Regelsteuersatz 20,50 €/MWh. Die Erhebung der Stromsteuer erfolgt immer zu dem Zeitpunkt der Verbrauchsentnahme, sofern keine Stromsteuerbefreiung vorliegt. Steuerschuldner ist grundsätzlich der zuständige Versorger, welcher den Strom leistet (§ 2 Nr. 1 StromStG). Handelt es sich um einen Eigenerzeuger, hat dieser die Stromsteuer gegenüber dem Zollamt zu entrichten (§ 2 Nr. 2 StromStG). Die Stromsteuer wird somit immer dann erhoben, wenn ein Letztverbraucher Strom aus dem Stromnetz entnimmt oder ein Eigenerzeuger seine Energie selbst produziert und verbraucht (§ 5 StromStG). Über den Versorger oder Eigenerzeuger erfolgt die Abfuhr der Steuer. Die Kosten der Stromrechnung werden vom Versorger an den belieferten Letztverbraucher weitergegeben.
Betreiber von Erzeugungsanlagen haben nach dem StromStG die Möglichkeit, sich von der Stromsteuer befreien zu lassen. Welche Grundprinzipien für die Stromsteuerbefreiung gelten, erläutern wir Ihnen in diesem Blogbeitrag.
§ 9 Abs. 1 Nr. 3 StromStG
Nach § 9 Abs. 1 Nr. 3 StromStG haben kleine Anlagen die Möglichkeit, sich von der Entrichtung der Stromsteuer befreien zu lassen. Eine Anspruchsgrundlage besteht dabei für Anlagen, welche Strom mit einer maximalen Nennleistung von 2 MW erzeugen und dessen Strom entweder aus erneuerbaren Energieträgern stammt oder in hocheffizienten KWK-Anlagen produziert wird.
Die Stromentnahme hat in einem räumlichen Zusammenhang bei einer maximalen Entfernung von 4,5 km von der Erzeugungsanlage und dem Verbraucher zu erfolgen. Dabei kann der Strom aus der elektrischen Anlage direkt durch den Betreiber als Eigenerzeugung oder von einem Letztverbraucher in räumlicher Nähe verbraucht werden. Sind die Voraussetzungen der maximal zulässigen Entfernung von 4,5 km (räumlicher Zusammenhang), die maximale Nennleistung von 2MW erfüllt und liegt ein Eigenverbrauch nach § 9 Abs. 1 Nr. 3 lit. a) StromStG oder eine Leistung an den Letztverbraucher nach § 9 Abs. 1 Nr. 3 lit. b) StromStG vor, ist eine Befreiung von der Stromsteuer möglich.
In der Praxis, zum Beispiel für Post-EEG-Anlagen haben kleine Windkraftanlagen oder größere PV-Anlagen bis 2 MW Nennleistung die Möglichkeit sich von einer Stromsteuerbefreiung zu profitieren. Für Windkraftanlagen sind allerdings spezielle Regelungen zu beachten, welche u. a. bei Windparks die Nennleistung mehrerer Anlagen zusammenfasst, sodass von keiner Stromsteuerbefreiung profitiert werden kann.
Stromsteuerbefreiung nach § 9 Abs. 1 Nr. 1 StromStG
Da die erste Möglichkeit aus dem vorherigen Abschnitt nur für kleinere Erzeugungsanlagen mit einer maximalen Nennleistung von 2 MW gilt, stellen wir euch noch eine weitere Regelung vor, welche ggf. für größere Anlagen in Anspruch genommen werden kann. Diese ist in § 9 Abs. 1 Nr. 1 StromStG zu finden. In diesem Fall ist eine Stromsteuerbefreiung einer Erzeugungsanlage größer 2 MW Nennleistung nur möglich, wenn der Strom der Anlage aus erneuerbaren Energien erzeugt und vom Betreiber der Anlage am Ort der Erzeugung selbst verbraucht wird.
Ein räumlicher Zusammenhang ist an dieser Stelle nicht zwingend vorgeschrieben, da allerdings ein Selbstverbrauch der Energie zwingende Voraussetzung für die Inanspruchnahme der Stromsteuerbefreiung ist, kann der Strom nur vor Ort oder mittels einer Direktleitung verbraucht werden. Ein räumlicher Zusammenhang ist somit auch hier gegeben. Der Aufbau einer Direktleitung lohnt sich im Normalfall nur für kürzere Distanzen, da das öffentliche Stromnetz nach § 9 Abs. 1 Nr. 1 StromStG nicht genutzt werden darf.
Die im Januar 2023 in Kraft getretene EU-Richtlinie NIS2 (EU 2022/2555) setzt neue Maßstäbe für Cybersicherheit in der Europäischen Union. In Deutschland wird sie durch das NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetz (NIS2UmsuCG) umgesetzt, dessen Inkrafttreten im März 2025 erwartet wird. Unternehmen müssen sich auf die Implementierung umfangreicher Sicherheitsmaßnahmen einstellen, um darin vorgeschriebenen Anforderungen zu erfüllen. Als Artikelgesetz…
Wie mache ich meine Stadt durch digitale Lösungen lebenswerter? Über 100 Software-Entwickler und Stadt-Visionäre erarbeiteten dazu am 27. und 28. September wieder Prototypen beim achten MÜNSTERHACK. Den ersten Platz belegte ein KI-generierter Info-Podcast, der Politikniedrigschwellig zugänglich macht. Mit seiner achten Auflage ist der Hackathon mittlerweile eine Institution in der deutschen „CivicTech“-Szene. Mit über 200 Hackerinnen…
Das Bottleneck der Energiewende: der Netzanschluss Keine Energiewende ohne einen Zugang zum Energienetz! Eigentlich keine Neuigkeit und vermutlich, trotzdem ist das Thema aktueller denn je. Durch die Elektrifizierung nehmen die Ausbauanfragen bei den Netzbetreibern stetig zu und führen in der Praxis oft zu Verdruss. Zum Vergleich: Mittlerweile sind bei vielen Netzbetreibern die Anfragen pro Monat…
In der Praxis ist die Inanspruchnahme des § 9 Abs.1 Nr.1 StromStG jedoch sehr schwierig, da größere EE-Anlagen wie z. B. Windkraftanlagen selten in Besitz eines Betreibers sind, welche den Strom selbst vor Ort verbrauchen kann. Problematisch wird es zum Beispiel auch, wenn die Erzeugungsanlage im Besitz mehrerer Eigentümer ist und eine klare Zuweisung der Erzeugung und des Verbrauchs nicht möglich ist. Aus diesem Grund ist die Befreiung von der Stromsteuer für Windkraftanlagen meist mit einer Einzelfallprüfung verbunden.
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Im Zuge der Energiekrise und der damit verbundenen Preisentwicklung bereitet der Gesetzgeber verschiedenste Maßnahmen vor, um die Kosten auf Wirtschaft und Gesellschaft abzufedern. Als erste Vorstufe gilt hierbei das Soforthilfegesetz, welches noch vor der Einführung einer Strom- und Gaspreisbremse im kommenden Jahr greifen soll. Das Gesetz sieht im Kern für kleinere und mittlere Energiekunden eine Entlastung mittels der Übernahme der Abschlagszahlung durch den Staat vor. Diese erfolgt einmalig für den Monat Dezember.
Bereits in der letzten Woche hat der Gesetzentwurf den Bundestag passiert, weswegen damit zu rechnen ist, dass das Soforthilfegesetz in Kürze in Kraft treten sollte. Für Stadtwerke bedeutet die kurzfristige Umsetzung eine enorme Kraftanstrengung. Binnen 14 Tagen ist das Konzept der erlassenen Abschlagszahlung umzusetzen und alle notwendigen Informationen zu ermitteln, damit die notwendigen Liquiditätsmittel vorangemeldet werden können und bereits zum 01.12.22 zur Verfügung stehen. So soll verhindert werden, dass Stadtwerke nicht in Vorleistung gehen müssen. Dies ist auch notwendig, damit diese nicht in einen Liquiditätsengpass laufen. Wir haben uns den aktuellen Gesetzesentwurf (Stand 11.11.) näher angeschaut und die wichtigsten Inhalte für euch zusammengefasst.
Wer ist laut Soforthilfegesetz anspruchsberechtigt?
Das Soforthilfegesetz richtet sich primär an alle kleineren und mittleren Letztverbraucher, welche Gas oder Wärme beziehen. Im Bereich Gas haben hauptsächlich alle Letztverbraucher mit einem Jahresverbrauch kleiner 1.500.000 kWh/a (SLP-Kunden) einen Anspruch auf den Erlass der Abschlagszahlung. Für alle anderen Kunden oberhalb von 1.500.000 kWh/a (RLM-Kunden) ist dies nicht der Fall. Diese Kundengruppe hat keinen Anspruch auf die Unterstützung des Soforthilfegesetzes.
Allerdings gibt es einzelne Ausnahmen für diese Kundengruppe. Hierzu zählen u. a. soziale Einrichtungen, Universitäten, Schulen oder Vorsorgeeinrichtungen. Allerdings gilt für diese Kunden, dass sie ihren Anspruch aktiv bei dem eigenen Lieferanten anmelden müssen. Keinen Anspruch haben Letztverbraucher, welche Erdgas im Zusammenhang mit einer gewerblichen Vermietung verbrauchen oder wenn Gas zur Verstromung verwendet wird.
Auf der Wärmeseite ist die Anspruchsgrundlage ähnlich geregelt. Hier haben alle Letztverbraucher bis zu einem Verbrauch von 1.500 kWh/a einen Anspruch. Es gelten ähnliche Ausnahmen für Verbraucher oberhalb dieser Schwelle. Hierzu zählen explizit auch Wohnungsunternehmen, welche bei vielen Wohnungen oberhalb der Schwelle liegen können. Der Anspruch von Kunden oberhalb 1.500 kWh/a ist ebenfalls schriftlich anzumelden.
Wie erfolgt die Berechnung der Abschlagshöhe?
Für die Berechnung der Abschlagshöhe im Bereich Gas sieht das Soforthilfegesetz ein differenziertes Vorgehen vor, zwischen SLP- und RLM-Kunden. Handelt es sich um einen SLP-Kunden, welcher erstmalig mit Erdgas zum 01.11.22 beliefert wurde, weil der Kunde z. B. eine neue Erdgasheizung installiert hat, dann ist 1/12 des Verbrauchs aus dem SLP-Profil mal den Arbeitspreis plus des monatlichen Grundpreises anzusetzen. Handelt es sich hingegen um einen SLP-Kunden, welcher vor dem 1.11.22 Erdgas bezogen hat, so errechnet sich der Abschlag auf Basis des Septemberprognosewertes. Grundlage hierfür ist, dass der gesamte Jahresverbrauch des Kunden vorliegt. Ist dies nicht der Fall, dann kann die Jahresprognose des Netzbetreibers nach § 24 GasNZV genutzt werden. Zusätzlich ist der monatliche Grundpreis in den Abschlag miteinzubeziehen.
Bei RLM-Kunden mit einem Verbrauch kleiner 1.500.000 kWh/a dient die gemessene Netzentnahme der Monate November 2021 bis einschließlich Oktober 2022 als Grundlage. Für RLM-Kunden oberhalb eines Jahresverbrauches >1.500.000 kWh/a, die zu der Ausnahmegruppe zählen, gilt die gleiche Berechnungslogik.
Einfacher sieht es hingegen in der Sparte Wärme aus. Hier ist allerdings zwischen einer direkten Wärmelieferung durch das Energieversorgungsunternehmen und Sonderkonstellationen wie einem Mieter-/Vermieterverhältnis oder einer Eigentümergemeinschaft zu differenzieren. Bei einer direkten Wärmelieferung errechnet sich die Höhe des Abschlags aus der monatlichen Abschlagszahlung von September mal einem Aufschlag von 20 %. Erfolgt keine monatliche Abschlagszahlung, ist diese auf Basis des bestehenden Abschlagsprinzips umzurechnen. Grundlage ist der Durchschnittsverbrauch, welcher sich aus dem letzten Jahresverbrauch geteilt durch 12 Monate ergibt. Generell gilt: sollten die jahreszeitlichen Schwankungen nicht ausreichend berücksichtigt sein, können Werte von vergleichbaren Kunden angesetzt werden. Bei einem Mieter-/Vermieterverhältnis gilt, dass die Entlastung an die Mieter in voller Höhe weiterzugeben ist. Das gleiche Prinzip ist bei Eigentümergemeinschaften anzuwenden.
Wie erfolgt die Antragsstellung für die Soforthilfe?
Zur Finanzierung der erlassenen Abschlagszahlung des Soforthilfegesetzes haben die Energielieferanten die notwendigen finanziellen Mittel bei der KfW-Bank zu beantragen. Der Antrag muss spätestens bis zum 31.03.23 abgegeben werden. Eine Auszahlung soll innerhalb von 14 Tagen erfolgen. Um die notwendige Liquidität schon im Dezember zu sichern, sollte daher der Antrag bereits im November abgegeben werden. Potenzielle Überzahlungen durch die KfW-Bank sind im Nachhinein zurückzuerstatten. Der Antrag soll für beide Sparten zusammengefasst werden können. Erdgaslieferanten sind außerdem verpflichtet, bis zum 31. Mai 2024 eine Rechnungsstellung durchzuführen, welche die Höhe des gutgeschriebenen Abschlags ausweist. Ansonsten sind die staatlichen Mittel in voller Höhe zurückzuzahlen.
Der Ablauf des Antragsverfahrens spielen wir im Folgenden einmal am Beispiel der Erdgaslieferung durch. Demnach muss der Lieferant ein Antragsformular ausfüllen und dieses an seine Hausbank versenden, die sein Konto verwaltet. Die Hausbank bestätigt die Identität des Antragsstellers, führt eine GWG-Prüfung durch und muss bestätigen, dass der Vorgang unkritisch ist. Anschließend erfolgt die Übersendung an den Beauftragten des Lieferanten. Der Beauftragte führt eine Plausibilitätskontrolle hinsichtlich der Angaben und der Höhe der Vorauszahlung durch. Der Beauftragte hat die Angaben zu bestätigen und die Zahlungsanweisung an die KfW-Bank zu übermitteln. Die Prüfungsfrist beträgt zwei Wochen. Der Erdgaslieferant hat in diesem Zusammenhang den Zahlungseingang zu überwachen und im letzten Schritt die Gutschrift der Abschlags- und Rechnungsstellung durchzuführen. Mögliche Differenzen, die sich durch die Vorauszahlung ergeben können, sind von einem Wirtschaftsprüfer zu bestätigen und später mit der Rechnungsstellung bis spätestens zum 31.05.24 auszugleichen.
Die staatliche Unterstützung des Hilfepakets kann auf unterschiedliche Wege zum Letztverbraucher gelangen. Da die meisten (SLP-)Kunden auf das monatliche Lastschriftverfahren setzen, hat der Lieferant die Möglichkeit auf den Einzug des monatlichen Abschlags zu verzichten. Alternativ hat er die Möglichkeit, dem Kunden bis zum 31.12.22 den Abschlag auf sein Konto zurückzuüberweisen. Anders sieht dies bei Kunden aus, welche einen Dauerauftrag eingerichtet haben. Diese Kunden können die Abschlagszahlung für den Monat Dezember aussetzen. Überweist der Kunde trotzdem, so ist der Betrag am Ende in der Abrechnung gutzuschreiben. Ist für den Kunden hingegen im Monat Dezember kein Abschlag vorgesehen, weil dieser nicht monatlich erfolgt, so hat die Gutschrift im Folgemonat zu erfolgen.
Handelt es sich hingegen um einen RLM-Kunden, welcher monatlich abgerechnet wird, so hat die Verrechnung des Abschlags bereits in der Rechnung des Kunden zu erfolgen. Das gleiche Vorgehen gilt auch für die Kunden in der Sparte Wärme, welche üblicherweise im Dezember ihre Jahresabrechnung erhalten. Für die Kunden im Bereich Gas handelt es sich hingegen um einen vorläufigen Erlass des Abschlags, welcher am Ende mit der Endabrechnung gutgeschrieben wird. Ebenfalls im Soforthilfegesetz geregelt ist die Weitergabe der Kosten vom Vermieter an den Mieter, auf die wir an dieser Stelle nicht weiter eingehen.
Welche Informationspflichten bestehen?
Damit alle Kunden von den Regelungen des Soforthilfegesetzes erfahren, haben alle Erdgaslieferanten auf Ihrer Homepage bis zum 21.11.22 über den Entlastungsbeitrag und Verrechnungsansätze zu informieren. Dies gilt für Sondertarife, aber nicht die Grundversorgung. In diesem Zusammenhang besteht ab dem 1.12.22 gegenüber dem Kunden eine Ausweispflicht bei der nächsten Endabrechnung, die spätestens bis zum 31. Mai 2024 durchzuführen ist.
Für Wärmelieferanten besteht ebenfalls eine Informationspflicht auf ihrer Homepage zwei Wochen nach Beschluss des Soforthilfegesetzes. Alternativ kann der Kunde auch schriftlich informiert werden. Für Vermieter gilt in diesem Zusammenhang, dass die Mieter unverzüglich zu informieren sind. Die genaue Entlastung sowie Aufschlüsselung der Entlastung sind in der nächsten Heizkostenabrechnung auszuweisen.
Fazit
Das Soforthilfegesetz bildet die 1. Stufe für die kommende Gaspreisbremse im Jahr 2023. Es ist der Versuch der Politik, die Kunden kurzfristig zu entlasten, solange noch kein alternatives Instrument zur Verfügung steht. Für Versorger bedeutet das Soforthilfegesetz einen kurzfristigen hohen Umsetzungsaufwand, da binnen kürzester Zeit Mengen prognostiziert werden müssen und ein Antragsverfahren zu durchlaufen ist, um für den Monat Dezember die nötige Liquidität zu sichern. Gleichzeitig müssen die IT-Systeme ertüchtigt werden, die Vorgaben des Soforthilfegesetzes umzusetzen. Dabei stehen vor allem die Berechnung des genauen gutzuschreibenden Abschlags im Vordergrund wie auch die Anpassung auf der späteren Endabrechnung. Auf jeden Fall dürfte das Soforthilfegesetz nicht das letzte Gesetz gewesen sein, welches die Branche binnen kürzester Zeit umzusetzen hat. Ähnliche Herausforderungen stehen mit der Strom- und Gaspreisbremse vor der Tür.
Weitere Informationen zum Soforthilfegesetz findet ihr in der umfassenden Anwendungshilfe des BDEW.
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Die Dekarbonisierung des Gas- und Wärmesektors bis 2045 ist eine der größten Herausforderungen für die Energiewirtschaft in Deutschland. Zur Erreichung der nationalen Klimaziele peilt der Gesetzgeber an, dass ab 2045 ausschließlich grüne Gase durch die deutschen Netze fließen sollen. Als neuer Gamechanger steht hier der Energieträger Wasserstoff besonders im Fokus der Öffentlichkeit. Dieser soll Erdgas zukünftig ersetzen.
Der Wechsel von Erdgas auf Wasserstoff ist jedoch kein Schalter, der einfach über Nacht umgelegt werden kann. Vielmehr sind die Gasnetzbetreiber gefragt, ihre Netze wasserstofftauglich zu machen. Zwar ist schon heute eine Wasserstoff-Beimischung von bis zu 10 Vol.-% technisch möglich und soll demnächst auf 20 Vol-% angehoben werden, jedoch sind die Netze aktuell nicht in der Lage reinen Wasserstoff zu transportieren, da sich die physikalischen Eigenschaften und Verhaltensweisen dessen im Vergleich zum konventionellen Erdgas unterscheiden. Was es für eine flächendeckende Wasserstoffinfrastruktur bedarf, ist u. a. eine Marktraumumstellung von Erdgas auf Wasserstoff.
Eine Marktraumumstellung wird auch heute noch in Form der Umstellung von L(ow)-Gasnetzen auf H(igh)-Gasnetzen durchgeführt. Die Umstellung läuft noch bis 2029 in Deutschland (Schwerpunkt Westdeutschland). Hintergrund ist die sinkende Verfügbarkeit von L-Gas, vor allem durch die Förderreduktion der Niederlande. In diesem Zusammenhang bedeutet die Marktraumstellung einen Wechsel von L- auf H-Gas innerhalb der gleichen Gasfamilie, wobei das H-Gas einen höheren Methananteil und somit höheren Energiegehalt gegenüber dem L-Gas aufweist. Durch die Änderung der Gasbeschaffenheit ist im Rahmen der Marktraumumstellung eine Anpassung der Gasgeräte innerhalb des umzustellenden Verteilnetzes erforderlich.
Da direkt im Anschluss die nächste Marktraumumstellung mit dem Energieträger Wasserstoff ansteht, haben sich die Fernleitungsnetzbetreiber in Deutschland bereits erste Gedanken dazu gemacht, welche Analogien aus der aktuellen Marktraumumstellung für die Marktraumumstellung auf Wasserstoff gezogen werden können und welches Wissen aus vergangenen Projekten übertragbar ist. Das Ganze ist neben weiteren Wasserstoffthemen detailliert im Wasserstoffbericht vom 10. September 2022 aufgeführt. In unserem Blogbeitrag werfen wir einen Blick auf die Schlüsse, die Fernleitungsnetzbetreiber zu diesem Thema gezogen haben.
Grundsätzliche Bedeutung beim Wechsel der Gasfamilie
Bei einem Wechsel von dem Energieträger Erdgas auf den Energieträger Wasserstoff würde es zu einem Wechsel der Gasfamilie kommen, wodurch eine neue Marktraumumstellung für ganz Deutschland erforderlich wäre, wenn reiner Wasserstoff durch das Erdgasnetz transportiert werden soll.
Dies bedingt eine gute Abstimmung zwischen den Netzbetreibern und Anschlussnehmern bei der Umstellung zu einem vereinbarten Stichtag, so dass die bewährten Schritte zur Durchführung einer Marktraumumstellung nach G680 vermutlich übernommen werden können: Ankündigung, Erhebung, Umstellung und Qualitätssicherung. Grundvoraussetzung ist, dass alle Geräte nach Umstellung auf den Energieträger Wasserstoff auch wasserstofftauglich sind. Dies bedeutet, dass bereits im Vorhinein eine Analyse erfolgt sein muss, welche Geräte umzurüsten sind. Bei der L-/H-Gasumstellung war dies recht einfach, da bei 95 % aller Geräte kein Austausch erforderlich war.
Der Anteil dürfte bei Wasserstoff jedoch deutlich darüber liegen, da sich die chemische Zusammensetzung von Wasserstoff deutlich von Erdgas unterscheidet. Dazu zählt zum einen der deutlich geringere Energiegehalt, aber auch andere Verbrennungseigenschaften. „Bei der Bewertung dieses Aspektes muss jedoch auch der Aufwand möglicher Alternativen, z. B. ein Wechsel des Energieträgers, einschließlich des Installationsaufwands und der Kosten für eine Umstellung auf eine andere Heiztechnik berücksichtigt werden.“ [FNB-Wasserstoffbericht].
Maßgeblich für die Zeitdauer der Umstellung dürfte sein, wie hoch der Aufwand der technischen Anpassung ist und wie viel qualifiziertes Personal zur Verfügung steht. Außerdem ist zu berücksichtigen, dass weniger Geräte als bei einer L-/ H-Gas-Umstellung pro Schaltung umgestellt werden können, da die Umschaltung schneller erfolgen muss. In vergangenen Projekten konnten noch 10.000 Geräte pro Schaltung erreicht werden. Die Anzahl dürfte bei Wasserstoff darunter liegen und auch der Zeitbedarf dürfte somit wesentlich größer sein, da eine Marktraumumstellung auch jetzt schon mehrere Monate benötigt. Zudem dürfte die Anzahl der Umstellungszonen merklich steigen.
Auch ist damit zu rechnen, dass Umstellungsfahrpläne zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern (FNBs) und Verteilnetzbetreibern (VNBs) eine deutlich längere Vorlaufzeit benötigen, wenn der VNB einen Bedarf anmeldet. Aktuell liegt in der Kooperationsvereinbarung Gas die Vorlauffrist bei 2 Jahren und 8 Monaten. Die größte Effizienz kann dann gehoben werden, wenn mehrere VNBs entlang einer Versorgungsstrecke des FNB gemeinsam einen Bedarf anmelden und sich die VNBs in Arbeitsgruppen organisieren können. Das Vorgehen wurde auch bei der L-/H-Gas-Umstellung angewandt. Im Ausnahmefall kann der FNB durch ein Veranlassungsrecht den VNB auch dazu zwingen, auf Wasserstoff umzustellen (§ 19a EnWG).
Exkurs: Rechtslage
Ohne allzu tief in die gesetzliche Regelung in die Marktraumumstellung einsteigen zu wollen, sind für den Umgang mit der aktuellen Marktraumumstellung ein Gesetz und eine technische Richtlinie des DVGW relevant, die auch für die Marktraumumstellung Wasserstoff (mit ein paar Anpassungen) genutzt werden kann. Die gesetzliche Grundlage für die aktuelle Marktraumumstellung ist in § 19a EnWG geregelt. Hier sind die gesetzlichen Anforderungen und Umsetzungsfristen für die Umstellung zu finden. Spezifische Hilfestellung vom DVGW ist in G680 Erhebung, Umstellung und Anpassung von Gasgeräten zu finden.
Schritte der H2-Marktraumumstellung
Der höhere Aufwand in Kombination mit der mangelnden Verfügbarkeit von qualifiziertem Personal bedingt eine deutlich höhere Vorlaufzeit für das umzustellende Marktgebiet. Im Rahmen der L-/H-Gas-Umstellung erfolgt die Ankündigung (Schritt 1: G680) gemäß § 19a EnWG zwei Jahre vorher. Die längeren Ankündigungsfristen können sich hingegen wieder auf die Netzplanungsprozesse auswirken, welche auch zwischen dem FNB und VNB abzustimmen sind, um eine spätere Marktraumumstellung zu ermöglichen.
Zur Umsetzung der Marktraumumstellungen empfehlen die FNBs im Wasserstoffbericht vier durchzuführende Schritte, die erforderlich sind:
Erhebung der häuslichen, gewerblichen und industriellen Gasgeräte plus Prüfung der Wasserstofftauglichkeit
Trennung vom Netz und Umstellung der Endgeräte auf den neuen Energieträger
Wiederinbetriebnahme von Netz und Endgeräten mit dem neuen Energieträger
stichprobenartige und unabhängige Qualitätssicherung
Die vier Schritte gelten allerdings nur für den Betrieb von reinen Wasserstoffnetzen und nicht für Erdgasnetze, welchen Wasserstoff nach den Richtlinien des DVGW beigemischt wird. Hier gilt aktuell ein Schwellwert von maximal 10 Vol-% (demnächst 20 Vol-%) Wasserstoff zu Methan im Erdgasnetz. In diesem Fall ist keine Anpassung der Geräte erforderlich, wobei eine stichprobenartige Überprüfung anzuraten wäre.
Grundsätzlich können für die Durchführung der Marktraumumstellung die Strukturen aus vergangenen Projekten übernommen werden. Hierzu gehören u. a.:
Der Aufbau einer Projektstruktur und -organisation (Projektphasen, Teilprojekte)
Entwicklung eines Kommunikationskonzepts
Abstimmung mit vorgelagerten Netzbetreibern
Ermittlung von Umstellbezirken
Auswahl von Dienstleistern
Bereiche der H2-Marktraumumstellung
Bei der Umsetzung der Marktraumumstellung Wasserstoff ist nach Ansicht der FNBs zwischen zwei verschiedenen Ebenen zu differenzieren: der Umstellung der Gasnetze und der Umstellung der Gasinstallation.
Umstellung des Gasnetzes
Die Umstellung der Erdgasnetze auf Wasserstoff müsste vor allem durch einen gemeinsamen Gasnetztransformationsplan erfolgen, der sowohl die Entwicklung des Energieträgers Erdgas als auch Wasserstoff berücksichtigt, wodurch die Reihenfolge der Gebiete zur Marktraumumstellung Wasserstoff planbar wären, wie es auch für L- auf H-Gas der Fall war.
Punkte, die u. a. bei der Umstellung des Erdgasnetzes zu berücksichtigen sind, wären z. B. die Auswirkungen auf die verbauten Materialien, Werkstoffe, Funktionalitäten von Bauteilen, die Kapazitäten und Leistungsfähigkeit sowie strömungsmechanische Aspekte.
Die Initiative H2vorOrt entwickelt dazu derzeit einen Standardleitfaden, wie ein koordinierter und standardisierter Planungsprozess erfolgen kann. Das Ergebnis soll ein einheitlicher Transformationspfad für alle Gasnetzbetreiber hin zum Energieträger Wasserstoff sein. Dabei soll der Planungsprozess nicht nur eine sofortige Umstellung von Erdgas auf reinen Wasserstoff beinhalten, sondern auch Wege zur stetigen höheren Beimischung von Wasserstoff. Eine erste Grundlage soll bis spätestens 2025 stehen. Ausführliche Informationen hierzu wurden im DVGW Rundschreiben DVGW G 02/2022 versendet. Den Transformationspfad hin zu grünen Gasnetzen stellen die FNBs in der folgenden Grafik beispielhaft dar:
Vor der Umstellung des Gasnetzes hat jedoch jeder Gasnetzbetreiber für sich eine Einspeiseanalyse, Kapazitätsanalyse, Kundenanalyse und technische Analyse durchzuführen. Auf Basis der Analysen muss jeder Netzbetreiber für sich entscheiden, wo Übergabepunkte zu vor- und nachgelagerten Netzen und wo dezentrale Einspeisepunkte erforderlich sind sowie welche Kunden primär angeschlossen werden unter Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit.
Umstellung der Gasinstallationen (Gasgeräte und -anwendungen)
Für die Umsetzung einer erfolgreichen Marktraumumstellung Wasserstoff bedarf es nicht nur einer Anpassung der Netze, sondern auch der Gasinstallationen. Hierzu gehören u. a. die Gasgeräte und Betrachtung der Gasanwendungen.
Hierfür ist der Aufbau einer Datenbank von Geräteherstellern hinsichtlich der Wasserstofftauglichkeit sowie geeignete Materialien beinhaltet. Der DVGW ist hierbei federführend tätig.
Zu berücksichtigen sind die neuen Anforderungen für Heizungsanlagen ab 2024, wonach der EE-Anteil von neuen Heizungsanlagen bei mind. 65 % liegen muss. Hierbei können auch grüne Gase angerechnet werden. Die Gasinstallation ist jedoch darin zu ertüchtigen sowohl mit Gasgemischen als auch 100 % prozentigen grünen Gasen wie Wasserstoff umgehen zu können. Dies umfasst nicht nur das Gasgerät, sondern auch weitere Komponenten wie die eingesetzten Gaszähler oder Gasströmungswächter.
Umwidmung der Leitung
Damit aus einer Erdgasleitung eine Wasserstoffleitung wird, ist diese durch die BNetzA in Form eines Genehmigungsverfahrens umzuwidmen (§ 28p EnWG). Hierbei prüft die BNetzA die Bedarfsgerechtigkeit. Grundlage könnten hierfür die Netzentwicklungspläne sein. Um den Zeitbedarf bis zur Umstellung zu reduzieren, bietet es sich an, möglichst parallel zum Abstimmungsprozess zwischen dem FNB und VNB die Bestätigung der BNetzA einzuholen, da dies die Marktraumumstellung in die Länge treibt.
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