Intelligente Kurzschlussanzeiger als Treiber der Versorgungssicherheit
Die Sicherstellung der Versorgungssicherheit der Energieversorgung ist eines der wesentlichen Ziele im energiewirtschaftlichen Zieldreieck und bedingt durch die aktuelle Situation in Deutschland mehr diskutiert denn je. Bei der Versorgungssicherheit geht es jedoch nicht nur um die Sicherstellung ausreichender Rohstoffe zur Erzeugung von Energie, sondern auch um den sicheren und effizienten Betrieb der Stromnetze. Zur Optimierung des eigenen Betriebs und Steigerung der Netzverfügbarkeit haben die Bielefelder Netze einen Anwendungsfall zur Überwachung von Kurzschlussanzeigern entwickelt.
Dabei greifen die Bielefelder Netze auf die LoRaWAN-Technologie zurück, um Kurzschlussanzeiger im Netz zu monitorieren, damit eine effizientere Störungsbehebung zu erzielen und die Netzausfallzeiten weiter zu minimieren.
In diesem Blogbeitrag wollen wir einmal näher betrachten, warum das Thema Kurzschlussanzeiger für Netzbetreiber so interessant ist, wie der Anwendungsfall technologisch aufgebaut ist und wie der Ansatz zur Finanzierung der Kosten aussieht.
Funktion und Mehrwerte von Kurzschlussanzeigern im Verteilnetz
Grundsätzlich gibt es verschiedenen mögliche Fehler im Netz, die zur Unterbrechung der Energieversorgung führen können. Häufig sind Kurzschlüsse im Stromnetz die Ursache. Diese können beispielsweise durch Schalthandlungen, Umwelteinflüsse oder Unfälle verursacht werden. Kommt es zu einem Kurzschluss im Netz, erfolgt die Auslösung der installierten Schutztechnik, die dann zu einer Unterbrechung der Energieversorgung führt. Bei einem Kurzschluss schaltet das Umspannwerk die Strecke direkt stromlos.
In diesem Fall muss der zuständige Stromnetzbetreiber schnellstmöglich den Betrieb des Stromnetzes wiederherstellen. In der Regel muss hierfür ein Mitarbeiter die Netzstationen hinter dem Umspannwerk, bei dem es zum Auftreten des Kurzschlusses kam, abfahren, um den Fehlerort des Kurzschlusses zu ermitteln. Hierfür benötigt der Mitarbeiter die Information der Richtung des Fehlers, die ihm der Kurzschlussanzeiger in der jeweiligen Netzstation anzeigt. So kann der Ursprungsort des Fehlers schrittweise ermittelt werden, wie beispielhaft in der folgenden Abbildung zu sehen ist.
Der intelligente Kurzschlussanzeiger – der Ansatz der Bielefelder Netze
Zur schnelleren Fehlerlokalisation haben sich die Bielefelder Netze dazu entschieden, die Kurzschlussanzeiger zu digitalisieren, um bei Eintritt eines Kurzschlusses schneller reagieren zu können. Durch die Übertragung der Informationen ist ein manuelles Anfahren der Netzstationen nicht mehr erforderlich. Vielmehr kann direkt nach Eintritt des Kurzschlusses aus der Ferne ermittelt werden, zwischen welchen zwei Netzstationen sich der Kurzschluss befindet.
Die Aufbereitung der Daten erfolgt im niotix des Softwareherstellers Digimondo.
Der Sensor von Comtac konnte nach ausführlichen Tests die Anforderungen erfüllen. Durch eine externe Antenne, welche mit dem Sensor verbunden werden kann, konnte die Empfangsqualität situativ verbessert werden, um auch aus der Netzstation heraus noch Empfang zu haben. Durch eine vorhandene Stromversorgung in der Station und den Betrieb als Class C Gerät ist der Sensor wartungsarm sowie permanent verfügbar. Der Sensor wurde am Kurzschlussanzeiger Compass 2.0 des Herstellers Horstmann angeschlossen und an der Innenwand der Trafostation befestigt. Die Bielefelder Netze befinden sich im Rollout von mehr als 300 i Comtac Sensoren im Verteilnetz.
Die Visualisierung der intelligenten Kurzschlussanzeiger
Die Verarbeitung der Informationen der Kurzschlussanzeiger mittels der LoRaWAN-Sensorik erfolgt in niotix des Softwareherstellers Digimondo. Anschließend erfolgt die Übertragung von niotix in die Netzleitstelle der Stadtwerke über eine bereitgestellte IEC-104-Schnittstelle. Hierdurch kann das Personal gezielt zur betroffenen Netzstation geschickt werden.
Verbesserung SAIDI Kennzahl durch intelligente Kurzschlussanzeiger
Die SAIDI-Kennzahl der Bundesnetzagentur gibt an, wie lange ein Kunde auf der jeweiligen Spannungsebene im Durchschnitt pro Jahr aufgrund eines Ausfalls im Netz ohne Strom ist. Anhand der Kennzahl bestimmt die BNetzA die Qualität des Netzes. Die intelligenten Kurzschlussanzeiger ermöglichen die schnellere Fehlerbehebung bei Stromausfällen, da der Kurzschluss schneller lokalisiert werden kann. Ergo verbessert sich der SAIDI. Dies ermöglicht wiederum eine Vergütung aus dem rechtlichen Finanzierungsinstrument der Anreizregulierung, über den sich Stromnetzbetreiber in Deutschland finanzieren. So ermöglichen die Bielefelder Netze das Investitionsbudget, welches gerade für den flächendeckenden Rollout, also der Anschaffung und Einbau der Hardware, erforderlich ist.
Zur Ermittlung des SAIDI erfolgt jedes Jahr ein Benchmarking der Netzbetreiber. Liegt der Netzbetreiber unter dem ermittelten Durchschnittswert, erhält dieser auf Grund seiner hohen Versorgungssicherheit einen Bonus. Liegt der Netzbetreiber über dem Referenzwert, hat dieser eine Strafzahlung zu leisten. Es liegt also ein Bonus-/Malussystem vor, welches sich querfinanziert.
Die Unterbrechung des Stromnetzes durch einen Kurzschluss wirkt sich somit negativ auf den SAIDI aus, weswegen Netzbetreiber ein hohes Interesse haben, den Fehler schnell zu beheben. Der intelligente Kurzschlussanzeiger auf LoRaWAN-Basis trägt somit aktiv dazu bei, den SAIDI zu senken und damit mögliche Kosten einzusparen oder den Bonus für die hohe Netzeffizienz zu erhöhen.
Das Fazit aus dem Projekt
Das Projekt des intelligenten Kurzschlussanzeigers hat bei den Bielefelder Netzen dazu geführt, dass ein Prozess zur effizienteren Behebung von Kurzschlüssen etabliert werden konnte. Durch eine Pilotierung der Hardware konnten die Anforderungen verifiziert werden, sodass der Anwendungsfall sich mit nun mehr als 300 Sensoren im Rollout befindet. Gleichzeitig kann die Versorgungssicherheit im Netz erhöht werden.
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Treffen Sie uns am 01.12.2022 auf dem Forum Netz & Vertrieb der Smart Optimo im Factory Hotel in Münster. Auf dem Branchentreffpunkt für Fach- und Führungskräfte erwarten Sie spannende Vorträge, Workshops und natürlich die Möglichkeit des Netzwerkens – endlich wieder live und in Farbe!
Sprechen Sie mit uns zu Ihnen Möglichkeiten, wie die technische Umsetzung des Metering einzelner Sparten mit LoRaWAN erfolgen kann und die Prozesse bis zur Abrechnung abgebildet werden können. Darüber hinaus sollten wir auch darüber sprechen, dass die erhobenen Daten nicht nur zur Abrechnung genutzt werden können, sondern auch zur Optimierung ihrer bestehenden Netze und Infrastrukturen eingesetzt werden sollten.
Die Energiepreisentwicklung als Chance für Contracts-for-Differences (CfDs)
Es vergeht wohl kaum ein Tag, an dem nicht über die steigenden Energiekosten in Deutschland diskutiert wird. Die Frage, bis zu welchem Niveau die Preise steigen werden, ist vermutlich auch kaum vorhersehbar. Viele Experten sehen die wesentlichen Herausforderungen erst für den Winter 2023/24, wenn die Gasspeicher ohne russisches Gas gefüllt werden müssen. Schlagworte wie Strom- und Gaspreisbremse, Entlastung der Bürger oder eine Überarbeitung des Strommarktdesigns werden aktuell auf politischer Ebene diskutiert. Denn das politische Ziel ist klar: Die Energiepreise müssen sinken. Fragt man jedoch wie, scheint die konkrete Ausgestaltung auf operativer Ebene noch sehr unklar zu sein. Ein mögliches Instrument zur Senkung der Energiepreise und zur Förderung des Ausbaus erneuerbarer Energien könnten allerdings sog. Contracts-for-Differences (CfDs) sein – auf Deutsch: Differenzverträge.
Ursprünglich war das Förderinstrument im Entwurf des Osterpaketes im Frühjahr dieses Jahres vorgesehen, bei der das BMWK die Möglichkeit haben sollte, mittels einer Verordnungsermächtigung die Einführung von Differenzverträgen für Offshore-Windenergieanlagen sowie mit der Option zur Ausweitung auf andere Erzeugungsarten auszuweiten. Diese Möglichkeit wurden jedoch gestrichen. Contracts-for-Differences sind nur noch für Windturbinen im Offshore-Bereich für zentral untersuchte Flächen vorgesehen. Zusätzlich wurde bereits vorab beschlossen, die Förderung für Produktionsanlagen von Wasserstoff über Contracts-for-Difference zu fördern.
In unserem Blogbeitrag wollen wir uns einmal der Frage widmen, was eigentlich Contracts-for-Difference sind, wie diese funktionieren und welche Mehrwerte das Förderinstrument bietet, um zum einen die Stromkosten am Markt zu senken und gleichzeitig den Ausbau erneuerbarer Energien zu beschleunigen. Zusätzlich werfen wir einen Blick auf die Frage, welchen Vorteil Contracts-for-Difference gegenüber der gleitenden Marktprämie und ordnen die energiewirtschaftlichen Mittel für euch ein.
Contracts-for-Differences (CfDs) – Definition und Funktionsprinzip
Contracts-for-Difference (Differenzverträge) kommen ursprünglich aus der Finanzwelt und dienen dazu, Preisschwankungen am Markt sowohl für den Anbieter als auch den Nachfrager abzusichern. Hierfür wird zwischen den beiden Parteien ein Referenzpreis (strike price) vereinbart, welcher als Ausgangsbasis dient. Liegt zum vereinbarten Zeitpunkt der Referenzpreis unter dem momentanen Marktpreis, muss der Käufer die Differenz zwischen vereinbartem Referenzpreis und Marktpreis an den Verkäufer bezahlen. Liegt der Marktpreis über dem Referenzpreis, verhält es sich umgekehrt. Der Verkäufer hat die Differenz zu begleichen.
Für erneuerbare Energien könnten Contracts-for-Difference eine alternative Absicherungsform bedeuten. Liegt der Strompreis oberhalb des Referenzwertes, hat der Anlagenbetreiber die zusätzlichen Gewinne abzuführen. Liegt der Preis jedoch darunter, muss der Käufer / Letztverbraucher für die zusätzliche Differenz unterhalb des Differenzpreises aufkommen. Für beide Seiten entsteht so ein geringeres Risiko. Der Verbraucher erhält eine gewisse Planbarkeit hinsichtlich seiner potenziellen Stromkosten, der Erzeuger kann mit langfristigen konstanten Erlösen rechnen, wodurch sein Finanzierungsrisiko sinkt.
Carbon-Contracts-for-Difference vs. Contracts-for-Differences
Contracts for Difference sind nicht zu verwechseln mit Carbon-Contracts-for-Difference, welche zur Förderung von Erzeugungskapazitäten im Bereich der Wasserstofferzeugung umgesetzt werden sollen. Hierbei verfolgt der Gesetzgeber das Ziel, eine noch unreife Technologie wettbewerbsfähig zu machen, die am Anfang zu hohen Kosten zu kompensieren, aber die langfristigen externen Kosten hinsichtlich der Emissionen zu berücksichtigen. Das Funktionsprinzip durch die Bildung eines Referenzpreises ist wie bei Contracts-for-Difference identisch, es kommen jedoch zusätzliche Faktoren gerade hinsichtlich des CO₂-Ausstoßes hinzu. Das BMWK hat hierfür ein schönes Beispiel beschrieben, wie Carbon-Contracts-for-Difference funktionieren:
„Unternehmen A, das mittels herkömmlicher Technologie produziert, hat Produktionskosten von zehn Euro für ein Gut und muss zusätzlich für fünf Euro Emissionszertifikate für den CO₂-Ausstoß der Produktion kaufen. Insgesamt liegen die Produktionskosten des Gutes also bei 15 Euro. Solange der CO₂-Preis relativ niedrig ist, ist die Produktion von Unternehmen A mit herkömmlichen Technologien günstiger als für Unternehmen B, das mithilfe einer teureren, treibhausgasneutralen Technologie produziert und Produktionskosten von 16 Euro hat. Die sogenannten CO₂-Vermeidungskosten bei Unternehmen B betragen sechs Euro. Der Staat und das Unternehmen B können nun einen CCfd abschließen, der die Differenz zwischen dem Marktpreis für Emissionszertifikate und den CO₂-Vermeidungskosten ausgleicht. In unserem Beispiel beträgt diese Differenz einen Euro (sechs Euro CO₂-Vermeidungskosten minus fünf Euro Zertifikatspreis). Ist der Marktpreis für Emissionszertifikate niedriger als die CO₂-Vermeidungskosten, zahlt der Staat den Differenzbetrag an Unternehmen B. Im umgekehrten Fall muss Unternehmen B die Differenz zahlen.“
Contracts-for-Differences – Eine Einordnung zum bisherigen Förderinstrument der gleitenden Marktprämie
Die Umsetzung der Maßnahmen aus dem Koalitionsvertrag bedeutet für die Erreichung der Klimaziele bis 2030 je nach Erzeugungsart eine Verdoppelung bis Vervierfachung der bislang installierten Erzeugungsleistung. Was es somit bedarf, ist eine höhere Geschwindigkeit im Ausbau, kürze Genehmigungsverfahren, aber vor allem auch verlässliche Finanzierungsmöglichkeiten für Investoren, welche nicht ausschließlich auf die Belastung des Letztverbrauchers abzielen.
Differenzverträge vermeiden Risiken für die Projektentwickler und führen gleichzeitig zu einer Stabilisierung des Strompreises für die Konsumenten, indem sie Produzent gegen fallende Strompreise absichern und Mitnahmeeffekte bei hohen Strompreisen vermeiden. Die aktuelle Förderregelung von erneuerbaren Energien zielt vor allem auf das Modell der gleitenden Marktprämie ab, welches eine einseitige Absicherung zugunsten des Erzeugers vorsieht, da diese alle Erlöse einbehalten können, sofern der Strompreis über dem anzulegenden Wert liegt.
Dies gilt in Deutschland für fast alle Windkraft- und etwa 1/3 aller PV-Anlagen. Denn das gleitende Marktprämienmodell setzt darauf, dass jeder Erzeuger im Marktprämienmodell sowohl den Börsenstrompreis erhält, plus zusätzlich einer energieträgerspezifischen Marktprämie, die eine fixe Vergütung voraussetzt und den Durchschnittswert des Stroms aus dem Energieträger am Spotmarkt für ein Jahr oder Monat abzieht (Marktprämie = fixe Einspeisevergütung – Marktwert). Die Kombination aus Marktprämie und dem Börsenerlös stellt den Gesamterlös des Erzeugers dar. Bei besonders hohen Börsenstrompreise profitiert der Erzeuger somit stark zulasten des Letztverbrauchers.
Der Blick in die Vergangenheit zeigt, dass die (erwarteten) Strompreise deutlich unter den Kosten der geförderten Wind- und Solaranlagen lagen. Bei Ausschreibungen hatte dies zur Konsequenz, dass mögliche Erlöse über die Marktprämie hinaus kaum in den Geboten berücksichtigt wurden; dieser Fall trat nur in wenigen Stunden mit außergewöhnlich hohen Preisen auf. Kommt es jedoch zu sinkenden Technologiekosten und steigenden Börsenpreisen, tendieren Projektentwickler dazu, zusätzliche Erlöse bei der Realisierung der Anlage einzupreisen und in den Auktionsverfahren niedrigere Gebote abzugeben, bis diese auf null fallen, wie bei den Ausschreibungen im Offshore Bereich zu beobachten war. Das Finanzierungsrisiko nimmt jedoch durch diese Entwicklung zu, wodurch das Marktprämienmodell seine Wirkung verliert, genau diese zu senken. Im schlimmsten Fall ist der Betrieb der Anlage darauf ausgelegt, dass weiter mit einem Anstieg der Energiepreise zu rechnen ist.
Um aktuell eine ausreichende Erlösstruktur für EE-Anlagen zu sichern, wird u.a. das PPA-Vertragsmodell diskutiert, welches vor allem bei Post-EEG-Anlagen Anwendung finden soll. Bei PPA-Verträgen besteht jedoch das Problem, dass diese nur von wenigen Unternehmen eingegangen werden können, die über eine ausreichende Abnahmemenge und liquide Mittel verfügen. Daher können PPAs nur als Ergänzung angesehen werden, aber nicht zur Lösung, um die Ausbauziele der Bundesregierung zu sichern.
Contracts-for-Differences – Eine automatische „Übergewinnsteuer“
Ein weiterer Nebeneffekt bei der kategorischen Anwendung von Contracts-for-Differences wäre vermutlich, dass eine Diskussion der Abschöpfung von Übergewinnen nicht notwendig gewesen wäre. Würden die Contracts-for-Differences über eine staatliche Institution organisiert, könnten die zusätzlichen Mehreinnahmen oberhalb des Referenzpreises in Form einer Umlage zurückgegeben werden.
Beispielhaft ist dies an der folgenden Abbildung zu sehen. Bei hohen Strompreisen ist die Wahrscheinlichkeit sehr hoch, dass diese oberhalb des Referenzwertes liegen. Die Letztverbraucher bekämen die Mehrkosten über eine Umlage zurückerstattet. Die Finanzierung erfolgt durch die Mehrerlöse der Erzeuger. Bei niedrigen Strompreisen verhält sich dies jedoch umgekehrt. Der Vorteil aus staatlicher Sicht liegt darin, dass keine zusätzlichen Steuergelder aufgewendet werden müssen. Es handelt sich vielmehr um eine Art EEG-Umlage, welche je nach Marktsituation in zwei Richtungen wirken kann. Aus Erzeugersicht werden Markteingriffe planbar und stellen keinen unkalkulierbaren Eingriff am offenen Herzen des Strommarktes dar, wie es aktuell auf politischer Ebene diskutiert wird.
Die Implementierung des Förderinstruments in Form von Contracts-for-Differences bietet sich somit an, die Volatilität am Energiemarkt mittel- bis langfristig zu senken und das Strommarktdesign zu beeinflussen. Gleichzeitig können durch die Festlegung unterschiedlicher Referenzpreise, Erzeugungsstandorte von EE-Anlagen berücksichtigt werden, wie dies bereits im Referenzertragsmodell bei Windkraftanlagen an Land der Fall ist.
Zur Steigerung der Nachfrage von Contracts-for-Differences könnten sich Modelle zur Bündelung der Nachfrage auf einer staatlichen Auktionsplattform anbieten, bei dem Erzeuger auf die nachgefragten Referenzpreise oder umgekehrt bieten können. Der Staat nimmt hierbei die Rolle der Clearingstelle ein. Zur Bündelung der Nachfrage könnte die bestehende Marktrolle des Aggregators verwendet werden.
Fazit
Auch wenn Carbon-Contracts-for-Differences noch nicht wirklich in der Energiewirtschaft angekommen sind, bieten sie ein Potenzial, das bisherige Fördersystem der gleitenden Marktprämie nachhaltig und positiv zu verändern. Durch den doppelten Ausgleichsmechanismus partizipieren sowohl Erzeuger von stabilen Erlösen als auch die Letztverbraucher durch eine geringere Volatilität am Energiemarkt. Es bleibt abzuwarten, ob das BMWK in einem seiner nächsten Gesetzesnovellierungen einen neuen Versuch unternehmen wird, das Förderinstrument in seiner Anwendungsmöglichkeit auszuweiten.
Vorerst muss sich die Energiewirtschaft weiter mit den Förderinstrumenten, der gleitenden Marktprämie und PPA-Verträgen zufriedengeben. Allerdings kann zumindest im Bereich Wasserstoff bald von ersten Förderprogrammen für Carbon-Contracts-for-Differences gerechnet werden. Auf der Website des BMWK ist bereits eine erste Ankündigung für ein Förderprogramm zu finden. Insgesamt ist es jedoch nicht als unwahrscheinlich anzusehen, dass die Bedeutung von Contracts-for-Differences zunehmen wird. Die aktuelle Diskussion zur Weiterentwicklung des Strommarktdesigns sollte die Entwicklung eher beschleunigen als bremsen.
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Der Referentenentwurf zur Erweiterung der Herkunftsnachweise ist erschienen
Der Ausbau der Erneuerbaren Energien zur Umsetzung der Klimaziele ist einer der wesentlichen Eckpfeiler der deutschen, aber auch europäischen Politik. Bis zur Erreichung einer vollständigen Transformation des Energiesystems ist jedoch noch für einen längeren Zeitraum von einer Co-Existenz konventioneller Kraftwerke und EE-Anlagen auszugehen. Gerade für Unternehmen und Privatverbraucher dürfte es daher immer entscheidender werden, mehr über den Ursprung der Energie zu erfahren, welche (bilanziell) geliefert wird. Ein Mittel zum Nachweis der Energie auf der Bilanzierungsseite sind zertifizierte Herkunftsnachweise, welche mit der gelieferten Strommenge kombiniert werden.
Das Konstrukt der Herkunftsnachweise galt bislang nur für den Strombereich, bei dem der Kunde die Möglichkeit hatte, entweder zertifizierten Ökostrom oder Regionalstrom im Sinne des EEG zu beziehen. Da die Energiewende sich jedoch nicht nur auf den Stromsektor beschränkt, sondern auch im Bereich grüne Gase sowie Wärme stärker vorangetrieben werden soll, hat der deutsche Gesetzgeber auf Basis der Vorgaben der EU einen Referentenentwurf zur Erweiterung des Herkunftsnachweissystems veröffentlicht, welcher neben Strom, nun auch die Bereiche Wärme, Kälte und gasförmige Energieträger umfassen soll. Welche Änderungen auf die Energiewirtschaft im Bereich der Herkunftsnachweise zukommen, schauen wir uns in diesem Blogbeitrag an. Zuvor werfen wir aber noch einen kurzen Blick auf die bisherige Welt der Herkunftsnachweise im Bereich Strom, um das allgemeine Funktionsprinzip besser zu verstehen.
Grundprinzip Herkunftsnachweise im Bereich Strom
Schon seit langen hat jeder Stromkunde in Deutschland die Möglichkeit, einen Ökostromvertrag abzuschließen. Dabei garantiert der Lieferant dem Letztverbraucher, dass die von ihm gelieferte Menge Energie an Strom im Sinne des EEG aus regenerativen Energien ökologisch produziert wurde. Da es sich bei der Stromlieferung um eine physische Bereitstellung handelt, welche zum Ende der Abrechnungsperiode bilanziell abgerechnet wird, kann der Lieferant dem Kunden nicht wirklich garantieren, dass der physikalische Strom aus seiner EE-Anlage stammt.
Hierfür verwendet der Lieferant einen Herkunftsnachweis aus einer zertifizierten EE-Anlage, die er mit der gelieferten Strommenge kombiniert. Ein Herkunftsnachweis ist somit ein zertifizierter Nachweis, dass der erzeugte Strom aus einer bestimmten Energieanlage stammt – die genaue Definition ist in § 3 Nr.29 EEG zu finden. Konkret handelt es sich um ein elektronisches Dokument, dass dem Lieferanten dazu dient, seine Nachweispflichten gegenüber dem Letztverbraucher zu erfüllen und die Anforderungen der Stromkennzeichnung nach § 42 Abs.1 EnWG zu erfüllen.
Damit ein Herkunftsnachweis ausgestellt werden kann, muss die jeweilige Erzeugungsanlage registriert werden. Für die produzierte Menge an Energie wird dem Anlagenbetreiber auf sein Herkunftsnachweis-Konto ein Zertifikat ausgestellt, welches er z. B. über einen Händler an einen Lieferanten veräußern kann. Damit nun der Lieferant seine Nachweispflichten bei der Lieferung gegenüber dem Endkunden erfüllen kann, kombiniert dieser die Herkunftsnachweise mit der gelieferten Menge Strom und entwertet den Herkunftsnachweis, damit dieser nicht mehrfach genutzt werden kann. Dem Kunden kann somit auf seiner Rechnung der Strom als Grünstrom ausgegeben werden. Somit handelt es sich um ein bilanzielles Konstrukt, welches von der reinen physikalischen Lieferung entkoppelt ist. Für die Verwaltung und Vergabe der Herkunftsnachweise sowie Anlagenregistrierung ist eine zentrale Behörde verantwortlich.
Erweiterung der Herkunftsnachweise für die Sparte Wärme / Kälte
Mit dem Referentenentwurf zur Erweiterung der Herkunftsnachweise soll das System auf die Sparten Wärme und Kälte ausgeweitet werden. Hierfür soll ebenfalls eine zentrale Behörde zur Ausstellung und Anlagenregistrierung benannt werden. Es ist möglich, dass die Behörde, die auch für den Stromsparte zuständig ist, benannt wird.
Die Bereitstellung der Energie zur Erzeugung von Wärme bzw. Kälte kann dabei aus unterschiedlichen Energieträgern stammen. Es besteht die Möglichkeit, dass die Wärme über regenerative Energiequellen im Sinne des EEG, wie z. B. über Geothermie oder Abwärme aus Biogasanlagen, erzeugt werden kann. Alternativ ist auch eine strombasierte Wärmeerzeugung möglich, wie es sich zum Beispiel bei grünem Wasserstoff (§ 19a EnWG) mit dem Elektrolyse-Verfahren oder kalte Nahwärme handeln kann. Ebenso kann auf gasförmige Energieträger zurückgegriffen werden, wie z. B. Biogas (§ 3 Nr.11 EEG) oder grünem Wasserstoff.
Je nach der gewählten Erzeugungsvariante und dem gewählten Energieträger ist ggf. ein Herkunftsnachweis für den Energieträger nötig, der dann Wärme oder Kälte erzeugt, welche dann wiederum mit einem Herkunftsnachweis zertifiziert werden muss. Dies zeigt, dass die Sparten Wärme, Kälte, Strom und Gas unmittelbar bei der Ausstellung von Herkunftsnachweisen zusammenhängen werden.
Der Mechanismus zur Ausstellung der Herkunftsnachweise und Anlagenregistrierung muss nach dem Referentenentwurf, von der dann benannten, zuständigen Behörde festgelegt werden. Es ist jedoch damit zu rechnen, dass die Prozesse, denen der Sparte Strom ähneln werden. Mögliche Anforderungen an die Abrechnung sind hier noch nicht genauer definiert. Die Behörde ist u. a. für die Ausstellung der Herkunftsnachweise, der Anlagenregistrierung, der Missbrauchsaufsicht, Einholung notwendiger Informationen wie z. B. der Kontaktdaten der Teilnehmer oder Umsatzsteueridentifikationsnummer verantwortlich.
Die Behörde kann festlegen, welche Anforderungen für die Ausstellung, Übertragung und Entwertung der Herkunftsnachweise festgelegt werden. Gleiches gilt für den Inhalt, Form und Gültigkeit der Zertifikate. Ebenso kann sie die Ausweisung von Wärme und Kälte aus erneuerbaren Energien durch Vermieter gegenüber ihren Mietern regeln, wie auch die Berücksichtigung von Netzverlusten vorzuschreiben oder vorzusehen, sofern dies der Glaubwürdigkeit der Ausweisung dient. Ebenfalls ist die Behörde bemächtigt festzulegen, dass Herkunftsnachweise für ein Fernwärmenetz auf das lokale Netz begrenzt werden. Dies bedeutet z. B., dass ein Fernwärmebetreiber A nicht die Möglichkeit hat, Herkunftsnachweise von Fernwärmebetreiber B für sein Netz zu nutzen.
Erweiterung der Herkunftsnachweise für die Sparte Gase
Neben der Wärme bzw. Kälte soll auch die Gassparte Teil des Herkunftsnachweissystems werden. Allerdings wird in diesem Zusammenhang nicht von Gas gesprochen, sondern von gasförmigen Energieträgern. Das Gas kann nach dem Referentenentwurf ebenfalls über unterschiedliche Herstellungsprozesse erzeugt werden. Zum einen über strombasierte Herstellungsverfahren wie z. B. der Elektrolyse, dass zur Herstellung von grünem Wasserstoff dient. Voraussetzung ist, dass der Strom aus regenerativen Quellen stammt. Somit ist bereits in der Vorproduktionsstufe ein Herkunftsnachweis für den Strom erforderlich, um später zertifizierten, grünen Wasserstoff zu erhalten. Ebenso können Herkunftsnachweise für dekarbonisierte Gase ausgestellt werden. Hierzu könnte u. a. blauer Wasserstoff zählen, welcher per Elektrolyse mit Erdgas hergestellt und das entstehende CO₂ gespeichert wird. Alternativ kann das Gas auch aus Biomasse gewonnen werden.
Wie schon für die Bereiche Wärme und Kälte ist eine Behörde für das Management der Herkunftsnachweise verantwortlich. Auch hierbei kann es sich um die gleiche Behörde wie im Strom-, Wärme-, Kältebereich handeln.
Damit ein Teilnehmer an dem Mechanismus der Herkunftsnachweise teilnehmen kann, sind folgende Angaben zu übermitteln:
Person und Kontaktdaten
Umsatzsteueridentifikationsnummer
Der Standort, der Typ, die installierte Leistung, der Zeitpunkt der Inbetriebnahme, die Nummer nach § 8 der Marktstammdatenregisterverordnung und weitere Identifizierungsmerkmale der Anlage nach Maßgabe der Verordnung nach § 4
Angaben über die Art des Inverkehrbringens des erzeugten gasförmigen Energieträgers.
Bezeichnung und Herstellungsweise des gasförmigen Energieträgers, seine chemische Zusammensetzung und der Energieträger, aus dem das Gas erzeugt oder der zur Herstellung des Gases umgewandelt wird.
Ob und in welcher Art die Anlage Investitionsförderung erhalten hat und ob für die Gasmenge in anderer Weise eine nationale Förderregelung in Anspruch genommen wurde.
Bei strombasierten Gasen die Angabe, ob und in welcher Art die Anlage, in der der Strom erzeugt wurde, Investitionsförderung erhalten hat oder für die Erzeugung des Stroms Betriebsbeihilfen in Anspruch genommen wurden.
Bei Anlagen mit Netzanschluss die Nummer der Messeinrichtung oder der Messstelle am Netzverknüpfungspunkt sowie die Bezeichnung und der Ort der Zählpunkte, über die das in der Anlage erzeugte Gas bei der Einspeisung in das Gas- oder Wasserstoffnetz zähltechnisch erfasst wird.
Für Anlagen ohne Netzanschluss die Nummer der Messeinrichtung oder der Messstelle am Übergabepunkt sowie dessen Ort, über die der in der Anlage erzeugte gasförmige Energieträger beim Inverkehrbringen über ein nicht leitungsgebundenes Transportsystem zähltechnisch erfasst wurde.
Die zuständige Behörde kann in diesem Fall ebenfalls weitere Regelungen zur Ausgestaltung, Inhalt und Gültigkeit der Zertifikate erlassen, wie auch Festlegungen, die dekarbonisierte Gase zu erfüllen haben.
Im Referentenentwurf finden sich weitere Regelungen im Umgang mit Gaserzeugungsanlage ohne Netzanbindung, die per Direktleitung mit einer EE-Stromerzeugungsanlage verbunden sind und mangels Strom-Herkunftsnachweis für die Stromerzeugung der Nachweis anderweitig zu führen haben – bspw. durch ein umweltgutachterliches Testat der Stromversorgungssituation der Anlage. Außerdem ist generell eine Angabe der Marktstammdatenregisternummer zum Zwecke der Datenverifizierung nötig, um festzustellen, auf welche Weise der gasförmige Energieträger in den Verkehr gebracht wird. Noch nicht definiert sind Regelungen für den Umgang mit synthetischem Methan aus wasserelektrolytisch hergestelltem Wasserstoff, das anschließend methanisiert wird. Qualifizierende Kriterien, insbesondere bezüglich der Kohlenstoffquelle, sind noch zu entwickelt.
Offene Fragen und Probleme im Referentenentwurf
Da der Referentenentwurf nur eine sehr kurze Anhörungszeit von 48 Stunden hatte, ergeben sich noch gewisse Fragen, welche noch final zu klären sind. Eine grobe Übersicht der Zusammenhänge durch die Erweiterung des Herkunftsnachweissystems sowie möglichen Problemen bzw. offenen Fragen sind grob auf der folgenden Abbildung zusammengefasst.
So ist eines der wesentlichen Hindernisse für strombasierte Gase, dass die RED II eine Zeitgleichheit zwischen dem Strom und Gasproduktion vorsieht sowie das Kriterium der Zusätzlichkeit zur Anwendung kommt. Demnach sollen nur neue EE-Anlagen zur strombasierten Gasproduktion eingesetzt werden, damit der Gasbereich dem Strombereich keine zusätzliche Konkurrenz schafft. Bei Biomasse-basierten Gasen besteht auch die Gefahr der Doppelmeldung im Nachhaltigkeitsregister der Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung.
Des Weiteren ist es problematisch, wenn das strombasierte, dekarbonisierte oder Biomasse-basierte Gas in das bestehende Erdgasnetz beigemischt wird, da der Entwurf die Thematik nicht aufgreift, ob dann noch ein Herkunftsnachweis ausgestellt werden kann. Unklar ist auch, wie mit Abwärme aus Biogas-Blockheizkraftwerken bei flexibilisierter Stromeinspeisung umgegangen werden soll, wenn die Abwärme z. B. in ein Fernwärmenetz eingespeist wird. Aus Sicht des Fernwärmenetzbetreibers ist genau zu beobachten, ob die Anwendbarkeit für Herkunftsnachweise im Fernwärmebereich auf das lokale Netz beschränkt wird. So könnten Fernwärmenetzbetreiber ihr Netz nur grün bekommen, wenn die eigene Erzeugung zu 100 % grün ist. Ein bilanzieller Ansatz, wie im Strombereich, wäre somit nicht möglich. Daneben befindet sich bei gasförmigen Energieträgern auch noch keine Regel, wie mit der Thematik der Rückverstromung in Kombination mit der Zertifizierung umgegangen werden soll.
Fazit
Der Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz ist klar als Teil der EU-weiten Strategie zur Dekarbonisierung des Energiesektors zu werten. Die starke Fokussierung auf die Sparte Strom wird mit dem Entwurf aufgebrochen, sodass eine Kombination von unterschiedlichen Sparten in Form der Sektorenkopplung möglich wird. Die deutliche Erweiterung des Herkunftsnachweissystems wird definitiv zu einem Anstieg der Komplexität führen. Hierbei dürfte die Ausnutzung des Gestaltungsrahmens der noch zu benennenden Behörde entscheidend sein, die der Referentenentwurf zulässt.
Der Entwurf zeigt aber klar, dass die energiewirtschaftlichen Sparten in Zukunft stärker aus dem Blickwinkel der Emissionen betrachtet werden und die Bewirtschaftung von CO₂ einen Bedeutungszuwachs erlangen wird. Dem Referentenentwurf merkt man noch an, dass mit diesem noch nicht alle Probleme vollständig durchdacht wurden, weswegen mit einzelnen Anpassungen gerechnet werden sollte. Das Grundprinzip bleibt jedoch immer gleich. Regenerative Erzeugungsanlagen haben die Möglichkeit unter bestimmten Voraussetzungen Herkunftsnachweise zu bekommen und diese am Markt zu veräußern, die der Lieferant bei der Endkundenbelieferung entwertet und so deren Herkunft zertifiziert nachweist.
Es gibt vermutlich kein Tag, an dem nicht über die Höhe der Energiepreise diskutiert wird, welche sowohl die Industrie als auch die Privathaushalte in Deutschland, aber auch ganz Europa schwer belastet und einer Rezession einen idealen Nährboden liefert. Die Ursache für die hohen Preise gerade im Sektor Strom scheint diesbezüglich schnell ausgemacht: das Strommarktdesign. Hierbei wird oft das Modell der Merit-Order herangezogen, bei dem das teuerste Kraftwerk maßgeblich für die Preissetzung verantwortlich ist und somit gerade bei Kraftwerken mit niedrigen Grenzkosten zu hohen Deckungsbeiträgen führt.
In diesem Blogbeitrag gehen wir darauf ein, was an der Aussage, das Strommarktdesign müsse reformiert werden, da das Merit-Order-Modell maßgeblich zur Energiepreissteigerung beitrage, dran ist. An dieser Stelle sei schon einmal vorweggenommen, dass die Aussage das aktuelle Problem sehr stark vereinfacht und z. T. sachlich nicht korrekt ist. Wir wollen uns der Thematik aber einmal schrittweise nähern und zuerst einen Blick auf das Merit-Order Modell werfen.
Das Merit-Order-Modell
Die Merit-Order ist ein theoretisches Modell, welches versucht den komplexen Sachverhalt des Strommarkts abzubilden und zu erklären, wie es zur Bildung von Strompreisen kommen kann. Wie bei allen Modellen unterliegt das Merit-Order-Modell jedoch Einschränkungen und Vereinfachungen, da der Strommarkt in seiner Gesamtheit deutlich komplexer ist und mehreren Faktoren unterliegt.
Grundsätzlich funktioniert das Merit-Order-Modell wie in der Marktwirtschaft üblich nach dem Prinzip Angebot und Nachfrage (siehe die folgende Grafik). Die Angebotskurve bildet sich aus dem zur Verfügung stehenden Kraftwerkspark geordnet anhand seiner Grenzkosten. Die Grenzkosten bestehen aus den Brennstoffkosten und CO2-Zertifikaten einer Erzeugungsanlage. Die Angebotsreihenfolge bildet sich jedoch wie folgt: vorne stehen die Erneuerbaren Energien gefolgt von der Atomkraft, der Braun- und Steinkohle, den Gas- und Ölkraftwerken.
Die Nachfragekurve bildet sich aus der Gesamtnachfrage nach elektrischer Energie aller Letztverbraucher und wird im Modell nahezu als unelastisch angenommen. Im Schnittpunkt zwischen Angebot und Nachfrage bildet sich der Referenzpreis, welcher an alle Kraftwerke gezahlt wird, welcher sich auf der Angebotskurve vor dem Referenzpreis befinden. Kraftwerke mit niedrigeren Kosten erzielen somit einen Deckungsbeitrag. Steigt hingegen das Angebot, z. B. durch den Ausbau Erneuerbarer Energien, schiebt sich die Nachfragekurve nach links. Der Referenzpreis am Markt sinkt.
Gerade bei sehr hohen Energiepreisen zeigt das Modell auf, dass gerade EE-Anlagen von teuren Gaskraftwerken profitieren. Stimmen die Aussagen der Politik also, dass das Strommarktdesign in Form der Merit-Order schuld sei? Hierzu wollen wir einen Blick auf die Schwächen des Modells werfen und dies einmal energiewirtschaftlich einordnen.
Einer der ersten Fehler, welche im Zusammenhang mit dem Merit-Order-Modell getroffen wird im Zusammenhang mit dem Strommarktdesign ist diese beiden Begriffe gleichzusetzen. Die Merit-Order ist ein Modell aber alles andere als ein Marktdesign! Ein Modell ist immer eine Annäherung und versucht Komplexitäten stark zu reduzieren, um den Markt überhaupt erklärbar zu machen, ohne selbst der Markt zu sein. In dem Merit Order Modell nehmen wir den Preis der Einzelstundenauktion als gegeben hin und versuchen uns dem Preis durch das Modell anzunähern.
Hinzu kommen Einschränkungen im Modell, dass alle Marktteilnehmer ihre Gebote zur Erzeugung von Energie abgeben und es erst dann zu einer Bildung des Strompreises kommt. Dies ist in der Realität natürlich falsch, da dies nur für Marktteilnehmer gilt, welche einen Börsenzugang haben und Energie auf dem Spotmarkt handeln. Des Weiteren wird davon ausgegangen, dass alle Kraftwerksbetreiber alle verfügbaren Kapazitäten zur Verfügung stellen. Dies dürfte in der Praxis weniger der Fall sein, da auch mit Erzeugungskapazitäten spekuliert und auf höhere Preise gesetzt werden kann und diese am Markt gar nicht erst anzubieten oder zur strategischen Eigenversorgung zurückzuhalten.
Auch trifft das Merit-Order-Modell die Annahme, dass ein perfekter Wettbewerb zwischen den Erzeugern und Nachfragern herrscht und keine strategischen Gebote abgegeben oder Wettbewerbsvorteile (Bsp. Oligopol) ausgenutzt werden. Eine taktische Verknappung des Rohstoffes wie z. B. Gas auf Grund eines Krieges ist nicht Teil des Modells. Denn das Modell geht davon aus, dass sich alle Marktteilnehmer rational und nicht “beschränkt rational” verhalten. D.h. sie geben Gebote ab, die auch für Dritte einen Sinn ergeben. Ebenfalls wird die Nachfrage als unelastisch angenommen sowie die Annahme getroffen, dass Kraftwerksbetreiber ihre Anlagen bei zu hohen Kosten direkt herunterfahren können. Als technischer Sicht ist dies nicht möglich.
Das Ergebnis ist, dass das Merit-Order-Modell gerade bei starken Nachfrageschwankungen sowie sehr hohen und niedrigeren Preisen das Marktdesign überhaupt nicht abbilden kann. Die Folge ist ein Eingreifen der Politik. Bei niedrigeren Preisen kann dies in Form eines Kapazitätsmarktes sein und bei hohen Preisen in Form einer Übergewinnsteuer.
Das Modell ist somit geeignet in „normalen“ Zeiten die Preisfindung am Markt zu erklären, kann aber nicht mit starken Schwankungen von Energiepreisen oder der Nachfrage umgehen. Außerdem kommt hinzu, dass die Bildung des Strompreises im Strommarkt oft anders organisiert, wird als nach dem Merit-Order-Modell. Daher wollen wir uns einmal anschauen, wie grundsätzlich der Stromhandel in Deutschland funktioniert.
Strompreisfindung auf den Handelsplätzen
Die Findung des Strompreises findet am Markt nur teilweise mithilfe der Merit-Order statt. Der Handel mit Energie wird in Deutschland und der ganzen Handelszone der Europäischen Union auf unterschiedlichen Handelsplätzen durchgeführt. Die Handelsplätze differenzieren sich in klassische Strombörsen und dem OTC-Markt. Einer der wesentlichen Unterschiede ist, dass die Börse reguliert wird, der OTC-Markt hingegen ein freier Markt ist, bei dem Anbieter und Nachfrager frei über die Lieferkonditionen (oft mithilfe eines Brokers) verhandeln können. Gehandelt werden können Kontrakte über eine Laufzeit von 15 Minuten bis hin zu mehreren Monaten oder sogar Jahren. Es wird versucht, möglichst nur so viel Energie zu dem Zeitpunkt X zu kaufen, wie gleichzeitig auch benötigt wird. Daher kauft ein Stromlieferant für Letztverbraucher oft einen Mix aus verschiedenen Produkten ein. Hier kann der Stromlieferant sich auf verschiedenen Arten von Märkten bewegen, welche sowohl an der Börse als auch auf dem OTC-Markt angeboten werden.
Grundsätzlich kann zwischen dem Termin- und Spotmarkt differenziert werden. Auf dem Spotmarkt erfolgt die kurzfristige Beschaffung von Energie. Hier erfolgt die Preisbildung im groben nach dem Merit-Order-Modell. Auf dem Terminmarkt sieht dies jedoch anders aus. Die Strompreise zur langfristigen Beschaffung von Energie sind von einer Vielzahl von Faktoren abhängig, welche das Merit-Order-Modell überhaupt nicht berücksichtigen kann.
Hierzu zählen z. B. der Ausfall von Kraftwerkskapazitäten, wie zuletzt in Frankreich aufgrund des fehlenden Kühlwassers, der aktuellen politischen Entwicklung wie z. B. dem Krieg in der Ukraine, der Entwicklung des Euro usw. Auch ist eine Spekulation mit Energie im Gegensatz zum Spotmarkt möglich. Da ein Großteil der Energie bereits langfristig auf dem Terminmarkt eingekauft wird, ist der Großteil der beschafften Energie auch nur bedingt vom Merit-Order-Modell abhängig. Zwar können die Teilnehmer es nutzen und sich an der Bildung des Preises orientieren, müssen es aber nicht anwenden. Gleiches gilt auf dem OTC-Markt, auf dem die Preisgestaltung frei erfolgen kann.
Dieser Hintergrund wird in der Diskussion zur Strompreisbildung jedoch kaum berücksichtigt. Vielmehr geht die Politik davon aus, wie im Papier auf Seite 3 der EU “Im europäischen Strommarktdesign („Merit Order“)” davon aus, dass die Preisbildung ausschließlich auf dem Spotmarkt erfolgt. Der Anteil des gehandelten Volumens auf dem Spotmarkt ist allerdings im Gegensatz zur Menge auf dem Terminmarkt als gering einzustufen, wobei der Anteil am Spotmarkt aktuell steigt, da viele Akteure Angst haben sich neu langfristig bei einem hohen Preisniveau einzudecken. Das dritte Entlastungspaket lässt hier offen, ob unabhängig von der Vermarktungsstrategie dennoch „Zufallsgewinne“ abgeführt werden müssen. Das Papier lässt offen, ob es für alle produzierten Strommenge aller Technologien gilt oder nur für die, die tatsächlich am Spotmarkt bieten.
Fazit
Das Merit-Order-Modell ist nicht mit dem Strommarkt-Design gleichzusetzen und nicht allein für die stark steigenden Preise verantwortlich. Vielmehr versucht das Modell die Komplexität am Strommarkt erklärbar zu machen, scheitert aber aktuell durch seine Einschränkungen, wie der Abbildung einer Energiemangellage, an der Erläuterung der Strompreisbildung.
Vielmehr gilt als Strommarkt-Design weiterhin das Prinzip des Energy-Only-Marktes, bei der die Bildung des Preises durch Angebot und Nachfrage erfolgt in Kombination mit verschiedenen Kapazitätsmechanismen wie u.a. der Sicherheits- oder Winterreserve in Deutschland.
Wir sollten daher aufhören, die Schuld der Strompreise zu stark auf das Merit-Order-Modell zu projizieren und verstehen, dass der Strommarkt grundsätzlich komplex ist. Eine reine Abschöpfung von „Übergewinnen“ dürfte das aktuelle Problem zwar im Merit-Order-Modell, aber nicht im realen Strommarkt lösen. Die Probleme sind hier vielschichtig und vermutlich kaum in ihrer Gesamtheit abzubilden. Dennoch ist die Politik gefragt, sich nicht nur mit der Abschöpfung von Gewinnen zu beschäftigen und das Problem auf einer breiteren Basis anzugehen. Hierzu zählt u.a. die Bekämpfung der Inflation, der Beschaffung von alternativen Energieträgern, welche aktuell nicht zur Verfügung stehen und dem Ausbau des Angebots von Erzeugungskapazitäten. Andere Faktoren, wie die lange anhaltende Trockenheit in Frankreich, welche den Einsatz von Atomkraftwerken verhindert, sind natürlich schwer bis unmöglich zu beeinflussen.
Insgesamt ist jedoch festzuhalten, dass das Merit-Order-Modell im Normalfall gut geeignet ist, die Preise am Markt zu beschreiben. Es ist nicht perfekt, aber aktuell eines der besten, welches wir nutzen. Gerade in Krisenzeiten sollten wir uns jedoch nicht mehr ausschließlich auf das Modell fokussieren, da seine Funktionalität nicht mehr gegeben ist, den Markt zu beschreiben. Dass sich das Strommarkt-Design weiterentwickeln muss, ist völlig klar, um perspektivisch besser mit Krisen umgehen zu können. Weiterentwickelt wurde es schon immer und das ist auch gut so. Sonst hätten wir heute keine Kapazitätsreserve, welche wir nutzen könnten, um einen Blackout zu verhindern. Denn auch eine Kapazitätsreserve berücksichtigt das Merit-Order-Modell nicht, genauso wie das staatliche Aufkaufen von Gas am Markt, egal zu welchem Preis.
Hintergrund – Warum ein Stresstest für das Stromnetz
Die Sicherheit der Energieversorgung verbunden mit dem Weiterbetrieb der drei letzten Atomkraftwerke (AKW) über das Jahr 2022 hinaus ist aktuell wohl eines der am meisten diskutierten Themen. Eine Debatte, die auf politischer Ebene durchaus emotional geprägt ist. Dabei wirken sich jedoch nicht nur die potenzielle Abschaltung der AKWs auf das Stromnetz aus, sondern auch weitere Faktoren. Kraftwerkskapazitäten, welche aufgrund der Dürre in Europa nicht zur Verfügung stehen, wie z. B. in Frankreich, spielen eine zusätzliche Rolle. Zur Bewertung der neuen Lage hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) daher einen neuen Stresstest der Stromnetze im Juli beauftragt, die von den vier Übertragungsnetzbetreibern durchgeführt wurde.
Diese Sonderanalyse sollte sich vor allem mit der neuen energiepolitischen Situation und dem Beitrag der AKWs beschäftigen. Insgesamt verfolgte der Stresstest zwei Untersuchungsschwerpunkte. Erstens: kommt es zu bestimmten Zeiten zu einer Lastunterdeckung, bei der das Angebots- und Nachfrageverhältnis untersucht wird? Und zweitens: stehen ausreichend Transportkapazitäten zur Verfügung, die benötigte Energie zum Letztverbraucher zu bringen.
In diesem Blogbeitrag schauen wir uns die Ergebnisse der beiden Untersuchungsschwerpunkte sowie die Handlungsempfehlungen, welche die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNBs) für Deutschland einleiten, genauer an. Hierfür schauen wir zuerst auf die unterschiedlichen Arten von modellierten Szenarien, um die Ergebnisse des Stresstestes besser zu verstehen:
Die Stresstest-Szenarien im Überblick
Wer einen Blick in die Originaldokumente des Stresstestes wirft, wird schnell feststellen, dass es nicht ein untersuchtes Szenario gibt, sondern mehrere. Bereits vor der beauftragten Sonderanalyse zum Juli dieses Jahres hatten die ÜNBs ihre jährlich übliche Bedarfsanalyse für das Jahr 2022 erstellt und im Frühjahr eine erste Sonderanalyse 1 durchgeführt, welche eine Gasreduktion im Stromsektor berücksichtigte. Neu erstellt wurde nun die Sonderanalyse zwei, welche die Szenarien +, ++ und +++ enthält. Dabei handelt es sich um drei Szenarien, welche jeweils eine Verschlechterung der aktuellen Situation untersuchen, wobei das Szenario +++ von den negativsten Rahmenbedingungen ausgeht. Die drei Szenarien gehen grundsätzlich nicht von einem Weiterbetrieb der AKWs über das Jahr 2022 hinaus aus. Hierfür wurden im nächsten Schritt weitere Analysen durchgeführt, um zu untersuchen, welchen Beitrag die AKWs hinsichtlich des Angebot- und Nachfrageverhältnis und den Transportkapazitäten im Szenario ++ im Streckbetrieb leisten.
Abbildung 1 – Übersicht der Szenarien und Annahmen der Stressteste für 2022
Wie bei allen Modellierungen unterliegen die Szenarien bestimmten Annahmen, welche der folgenden Tabelle aus dem Handout der Bundespressekonferenz zur Vorstellung der Ergebnisse vom 05.09.22 zu entnehmen sind. Dabei gehen die ÜNBs von einer begrenzten Verfügbarkeit, zwischen 40 und 45 GW, der AKWs in Frankreich aus, statt wie den geplanten 61 GW. Zusätzlich wurde bereits eine Aktivierung der Netzreserve zur Stabilisierung des Netzes zwischen 4,6 bis 6,1 GW einberechnet sowie der Ausfall von Steinkohlekapazitäten bedingt durch fehlendes Kühlwasser. Des Weiteren wurde ab dem Szenario ++ von einer mangelnden Gasverfügbarkeit zur Verstromung ausgegangen. Als Gaspreis wurde ein Wert zwischen 200 – 300 €/MWh angenommen. Für die Wetterdaten wurde auf das Referenzjahr 2012 zurückgegriffen, welches einen besonders strengen Winter in Deutschland hatte. Der Fokus lag wie bereits erwähnt auf der Untersuchung der Last sowie Transportkapazitäten. Die Ergebnisse zu den einzelnen Szenarien schauen wir uns im Folgenden einmal an und beginnen mit den Transportkapazitäten.
Untersuchungsschwerpunkt 1: Transportkapazitäten nach dem Stresstest
Für alle drei Szenario (+, ++, +++) wurde eine Analyse kritischer Stunden durchgeführt, bei der es zu Netzengpässen kommen kann. Im Mittelpunkt standen hier vor allem mangelnde Netzkapazitäten, die einen Transport von Strom durch die zu starke Belastung der Betriebsmittel nicht mehr ermöglichen. Kommt es zu diesen Fällen, wird in der Regel auf sog. Redispatchmaßnahmen zurückgegriffen, welche die Last innerhalb eines Stromnetzes verlagern und somit die Transportkapazitäten entlasten. Wird bspw. Strom im Süden benötigt, dieser aber im Norden produziert und stellt der Netzbetreiber eine Überbelastung der Netzkapazitäten fest, werden die Kraftwerke im Norden heruntergefahren und ein Ersatzkraftwerk im Süden aktiviert. Dieses Vorgehen wird als Redispatchmaßnahme bezeichnet, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Eine übliche Praxis, welche bereits 2021 Kosten von mehr als 1 Milliarde Euro verursachte.
In dem Stresstest hinsichtlich der Redispatchkapazitäten kommen die ÜNBs zu dem Ergebnis, dass nicht ausreichende Erzeugungskapazitäten (positiver Redispatch-Bedarf) zur Verfügung stehen. Je nach Szenario sind zusätzliche Kapazitäten von 4,3 GW bis 8,6 GW erforderlich. Bereits berücksichtigt sind 1,5 GW an ausländischen Kapazitäten aus Österreich, wovon die ÜNBs aber nicht genau wissen, ob diese im Falle einer der Szenarien noch zur Verfügung stehen. Zum Vergleich: ein einzelnes Kohlekraftwerk hat eine Leistung zwischen 0,1 MW bis 1 MW. Somit besteht nach den Berechnungen der ÜNBs ein kurzfristiger Bedarf, massiv Erzeugungsanlagen z. T. im Ausland zu akquirieren. Die Beschaffung sowie alle technischen Tests müssten vermutlich in den nächsten 4 bis 8 Wochen erfolgen.
Abbildung 2 – Analyse der Situationen im Netz mit mangelnden Transportkapazitäten je Szenario
Unter der Annahme, dass die AKWs zum Ende des Jahres nicht ausgeschaltet werden, gehen die ÜNBs davon aus, dass der Bedarf an Redispatchkapazitäten um 0,5 GW gesenkt werden kann. Dies entspricht je nach Szenario 5 bis 11 %. Das Ergebnis der ÜNBs zeigt jedoch, dass unabhängig von den AKWs dringend Redispatchkapazitäten benötigt werden, da ansonsten eine Abschaltung von Verbrauchern bei Transportengpässen droht. Im Folgenden werfen wir nun einen Blick auf den zweiten Untersuchungsschwerpunkt, welcher die Möglichkeit von Lastunterdeckungen analysiert.
Untersuchungsschwerpunkt 2: Lastunterdeckung nach dem Stresstest
Neben der Analyse der potenziellen Transportengpässe, wurde in den drei Szenarien die Gefahr einer Lastunterdeckung analysiert. Hier kommen die Übertragungsnetzbetreiber zu dem Ergebnis, dass zwar nicht in jedem Szenario eine Lastunterdeckung droht, aber im europäischen Ausland wie in Frankreich. Für Deutschland ist dies erst ab dem Szenario ++ der Fall. Betrachtet für das gesamte europäische Verbundnetz gehen die ÜNBs von 14 bis 91 Stunden aus, bei dem nicht mehr ausreichend Energie zur Verfügung steht und entweder ein Netzausfall oder gezielte Abschaltung von Verbrauchern droht. Deutschland ist hierbei im Szenario ++ mindestens 1 bis 2 Stunden unterversorgt und im Szenario +++ 3 bis 12 Stunden. Bei einem Weiterbetrieb der AKWs im Streckbetrieb (Szenario KKW ++) könnte das Szenario ++ so optimiert werden, dass evtl. auf deutscher Ebene eine Lastunterdeckung vermieden werden kann. Wobei auch eine Gefahr einer Lastunterdeckung von bis zu 1 h besteht. Eine Lastunterdeckung im Ausland kann jedoch nicht vermieden werden.
Abbildung 3 – Analyse der Lastunterdeckung je Szenario inkl. dem Szenario AKW-Streckbetrieb
Die Handlungsempfehlungen der ÜNBs aus dem Stresstest
Auf Basis der Simulationsergebnisse leiten die ÜNBs unterschiedliche Maßnahmen ab, welche zur Verbesserung der Netzsituation getroffen werden sollten. Hierzu gelten zum einen die Erhöhung der Transportkapazitäten, wobei kritisch zu prüfen ist, ob eine Erhöhung kurzfristig überhaupt möglich ist. Des Weiteren sollte das vertraglich vereinbarte Lastmanagement genutzt werden. Dies kann zur Senkung der Nachfrage in Spitzenlastzeitfenstern beitragen oder ggf. je nach Standort Netzengpässe vermeiden. Außerdem soll auf verfügbare Reserven zurückgegriffen werden wie z. B. der Kapazitäts- oder Netzreserve und ein dauerhafter Verbleib der Kraftwerke im Markt ermöglicht werden. Eine Übersicht sowie die Mehrwerte je nach Untersuchungsschwerpunkt sind der folgenden Tabelle zu entnehmen:
Abbildung 4 – Handlungsempfehlungen der ÜNBs auf Basis der Sonderanalyse 2 (aktueller Stresstest)
Fazit zum Stresstest:
Die Ergebnisse des Stresstestes haben gezeigt, dass sowohl auf der Transport- als auch Lastebene Engpässe auf das europäische als auch deutsche Stromnetz zukommen können. Zur Sicherstellung einer bestmöglichen Versorgungsmöglichkeit ist es nach jedem Szenario erforderlich, die Kapazitäten für Redispatchmaßnahmen kurzfristig zu erhöhen, dessen Erhöhung im kommenden Jahr zu einem Anstieg der Netzentgelte führen dürfte.
Je nach Entwicklung des Winters und der Verfügbarkeit der Kraftwerkskapazitäten besteht eine gewisse Wahrscheinlichkeit, dass die Versorgung mit elektrischer Energie nicht mehr ausreichen könnte und Netzeingriffe, wie das gezielte Abschalten von Verbrauchern, erforderlich sind. Voraussetzung wäre aber definitiv ein kalter Winter und eine Beibehaltung der mangelnden Verfügbarkeit von Kraftwerkskapazitäten. Die Beurteilung, ob und in welcher Form in einer europäischen Mangellage ausländische Redispatchressourcen noch zur Verfügung stehen, wie die 1,5 GW in Österreich, ist schwer zu beurteilen. Einerseits entsprechen einzelne Parameter der Simulation nicht mehr dem aktuellen Stand. So produzierten in der ersten Septemberwoche die französischen AKWs teilweise unter 30 GW, während im Szenario +++ noch mit 40 GW kalkuliert wurde.
Andererseits ging die Simulation weitestgehend von einer stabilen Nachfrage aus, welche vermutlich aufgrund der hohen Energiekosten und der z. T. jetzt schon stattfindenden Verlagerung von Industriestandorten in das Ausland sinken dürfte.
Festzuhalten bleibt auf jeden Fall: Der Winter wird sportlich, kritische Netzsituationen sind vermutlich nicht auszuschließen und es besteht zumindest eine erhöhte Wahrscheinlichkeit für den (Teil-)Ausfall des Stromnetzes. Dieser kann jedoch gesenkt werden, wenn die ÜNBs es schaffen ausreichend Kapazitäten zu beschaffen, welche zur Stabilisierung des Netzes beitragen. Dies muss jedoch schnell und noch dieses Jahr erfolgen, um bestmöglich abgesichert zu sein. Aus rein technischer Sicht leisten die drei AKWs einen Beitrag zur Reduktion der Lastunterdeckung und von Netzengpässen. Ob der Beitrag aus politischer Sicht jedoch ausreichend (hoch) ist, wird auf politischer Ebene geklärt werden müssen.
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Hintergrund – Energiewirtschaftliche relevante Daten (ERD) und das iMsys
Die Debatte zur Einbaupflicht intelligente Messsysteme (iMsys) für die einzelnen Sparten und Anwendungsfälle der Energiewirtschaft ist vermutlich eine der am Meistdiskutierten innerhalb der Branche. Je nach Sicht und Argumentationsweise hat dies oft zu einer munteren Debatte geführt, wann denn nun wirklich ein Pflichteinbau vorliegt, wie z. B. beim Thema Wärmemengenzähler und der FFVAV im Fernwärmebereich zu beobachten war. Um generell mehr Klarheit und Investitionssicherheit zu schaffen, wurde die BNetzA bevollmächtigt zu definieren, welche Daten aus technischen oder sicherheitstechnischen Gründen zwingend über ein SMGW laufen müssen. Hierzu hat die Beschlusskammer 6 der BNetzA einen Entwurf veröffentlicht, welcher aktuell zur Diskussion steht. Maßgeblich für die verpflichtende Verwendung eines iMsys soll daher sein, ob energiewirtschaftlich relevante Daten (ERD) übermittelt werden.
In diesem Zuge sind alle Marktteilnehmer bis Ende September aufgerufen, kurzfristig Stellung zu dem Entwurf des Papiers der BNetzA zu nehmen. Im Rahmen des Blogbeitrags greifen wir das Thema auf, geben einen Einblick in den jetzigen Stand des Entwurfs und verschaffen einen Überblick. Hierzu werfen wir zuerst einen Blick auf die Definition energiewirtschaftlich relevanter Daten und schauen im Anschluss auf die Auswirkungen der einzelnen Sparten.
Der Begriff der „energiewirtschaftlich relevante Daten“ (ERD) gründet auf den gesetzlichen Vorgaben, insbesondere des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG). Wesentlicher Bestandteil ist hier der § 19 Abs. 2 MsbG, welcher besagt, dass „Abrechnungs-, bilanzierungs- und netzrelevante Mess- und Steuerungsvorgänge der Sparten Strom und Gas […] wegen ihrer Bedeutung für die Funktionsfähigkeit und Integrität des Energiesystems bei Vorhandensein eines intelligenten Messsystems nach § 2 Satz 1 Nummer 7 [MsbG] nur über dieses und dessen gesichertes Netzwerk mit einem Weiterverkehrsnetz abgewickelt werden“.
Somit gelten alle Daten aus Strom- und Gasnetzen als energiewirtschaftlich relevante Daten, wenn diese zu Abrechnungs-, Steuerungs-, bilanzierungs- oder netzrelevanten Zwecken genutzt werden. Allgemein definiert die BNetzA, dass an allen Netzanschlusspunkten für Messeinrichtungen Strom und Gas, die am Netzübergabepunkt verbaut sind, energierelevante Daten vorliegen, wenn diese:
Es sich um Abrechnungsdaten zur Netzentnahme handelt
Abrechnungsdaten und Daten zur Ist-Einspeisung in das Stromnetz oder
Netzzustandsdaten handelt.
Allerdings existieren wie immer in der Energiewirtschaft bestimmte Ausnahmen, wann ein SMGW nicht verwendet werden muss, z. T. auch für Sparten, welche wir im Folgenden betrachten wollen.
Eine wesentliche Erkenntnis des Entwurfs ist, dass die Beschlusskammer der BNetzA sich bei der Definition energiewirtschaftlicher relevanter Daten sich auf das EnWG und MsbG bezieht. Berücksichtigt man den Geltungsbereich der beiden Gesetze, stellt man schnell fest, dass sich diese nur auf die Sparten Strom und Gas (inklusive Wasserstoff) beziehen. Dies bedeutet, dass die Sparten Wasser, Wärme und Kälte nicht betroffen sind. Im Zuge einer Mehrspartenauslesung müssen die Werte der Messtechnik nicht über ein SMGW übertragen werden. Eine Einbaupflicht besteht für diese Sparten somit nicht!
Des Weiteren ist in der Sparte Strom zu differenzieren zwischen den Begriffen des Submeterings und der Untermessung. Handelt es sich um einen bilanzierungsrelevanten Unterzähler, ist dieser über ein iMsys auszulesen, da diese als energiewirtschaftlich relevante Daten eingestuft werden. Handelt es sich hingegen um einen reinen Verrechnungszähler ohne Bilanzierungsrelevanz, muss kein iMsys verwendet werden. Hierdurch könnten Zähler im Submetering von Mieterstrommodellen über alternative Kommunikationstechniken ausgelesen werden. Genauso wäre damit der Betrieb von Zählern mit alternativen Techniken zum iMsys möglich, wenn diese für ein internes Energiemanagement verwendet und nicht zu Abrechnungs- und Bilanzierungszwecken genutzt werden.
Weitere Ausnahmen liegen in der Sparte Strom vor, wenn der Gesetzgeber einen anderen Übermittlungsweg zum Transport der Daten vorschreibt. Dies ist u. a. im § 74a Abs. 2, 4 EEG vom Letztverbraucher bzw. Anlagenbetreiber an den Netzbetreiber der Fall.
Anders sieht dies hingegen bei Steuerungsvorgaben aus, welche auf dem EEG, EnWG oder EnSiG beruhen. Hier übertragene Daten werden immer als energiewirtschaftlich relevante Daten definiert. Dies umfasst die Steuerung von Verbrauchseinrichtungen oder Anlagen, Vorgaben zur Begrenzung des Verbrauchs oder Einspeiseleistung am Netzübergabepunkt.
Eine Klarstellung erfolgt außerdem im Bereich der Abrechnung von Ladepunktmesswerten zur ladevorgangsscharfen bilanziellen Zuordnung von Energiemengen zu Bilanzkreisen. Diese Daten werden grundsätzlich als energiewirtschaftlich relevante Daten eingestuft, obwohl die Ladesäulenverordnung nach § 3 Abs.6 LSV besagt, dass nicht jeder Abrechnungsvorgang für eine Bilanzierung bei einem Elektromobil relevant ist, sondern lediglich „nur diejenigen Mess- und Steuerungsvorgänge, die im Sinne des einschlägigen energiewirtschaftlichen Fachrechts zum Zweck der Netz- und Marktintegration der Ladepunkte bilanzierungs-, abrechnungs- oder netzrelevant sind“.
Gerade Betreiber von Anlagen oder größeren Verbrauchseinrichtungen dürften in der Praxis Schwierigkeiten haben, wann es sich um energiewirtschaftlich relevante Daten handelt und wann um eigene, betriebliche Daten. Hierfür sieht der Entwurf der Beschlusskammer eine Abgrenzung z. T. anhand von Beispielen vor. Betriebliche Daten können entweder über die PKI-Struktur des iMsys oder über weitere WAN-fähige Netze übermittelt werden. Grundsätzlich gilt aber, dass es sich bei betrieblichen Daten um die Daten des Betreibers einer Kundenanlage oder einer EEG-Anlage handelt, welche im Verantwortungsbereich des Betreibers liegen. Bei der Bereitstellung an Dritte ist somit das aktuell geltende Datenschutzrecht einzuhalten.
Nach den Beispielen der Beschlusskammer zählen u. a. folgende Beispiele zu den betrieblichen Daten:
Daten aus dem SMGW für den Anschlussnutzer – „Daten, die der Anschlussnutzer vom SMGW nach Authentifizierung und Autorisierung durch das SMGW erhält, sind betriebliche Daten […]“.
Daten von Sensoren / Messeinrichtungen des Anlagenbetreibers – „Daten von Sensoren und Messeinrichtungen der Sparten Strom und Gas, die nicht für energiewirtschaftliche Zwecke verwendet werden, sondern innerhalb der Kundenanlage beispielsweise vom Anschlussnutzer/Anlagenbetreiber für eine Prognose oder ein Energiemanagement hinter dem Netzanschlusspunkt verwendet werden, sind als betriebliche Daten einzustufen.“
Daten zur Ferndiagnose/Fernwartung der Anlage – „Daten zur Ferndiagnose/Fernwartung von Anlagen (z. B. Anlagenstatus und Logs) liegen im Zuständigkeitsbereich des Anlagenbetreibers und gehören zu den betrieblichen Daten.“
Software und Konfigurationsdaten von steuerbaren Einrichtungen (Anlagen) sowie Mess- und Zusatzeinrichtungen – „Software und Konfigurationsdaten von steuerbaren Einrichtungen (Anlagen) sowie Mess- und Zusatzeinrichtungen in Zuständigkeit des Anlagenbetreibers fallen unter den Begriff der betrieblichen Daten.“
Fazit
Der Entwurf der Beschlusskammer 6 der BNetzA bedeutet auf den ersten Blick vielleicht eine Lockerung der iMsys-Einbaupflicht, da die Sparten Strom und Gas ausschließlich im Fokus des Entwurfs liegen. Im Kern dürfte der Entwurf jedoch eine Klarstellung sein für das Energiewirtschaftsrecht, welches schon heute gilt. Weder das EnWG noch das MsbG betrachten die Sparten Wasser, Wärme und Kälte, allerdings dürfte die Aussage der BNetzA, dass keine energiewirtschaftlich relevanten Daten in diesen Sparten vorliegen, noch einmal Investitionssicherheit erzeugen, genauso die Aussage, dass für interne Zwecke (nicht abrechnungs- und bilanzierungsrelevant) wie z. B. Submetering bei Mieterstromprojekten oder die Zählerauslesung von Energiemanagementsystemen keine Übertragung über ein SMGW erfolgen muss, auch wenn dies natürlich technisch möglich sein soll.
Allerdings dürfte gerade im Bereich der Fernwärme im Zuge der FFVAV es hilfreich sein, dass die BNetzA Daten aus Wärmemengenzählern nicht als energiewirtschaftlich relevante Daten einstuft, wenn diese über alternative Kommunikationsnetze (Bsp. LoRaWAN, NB-IoT, Mioty etc.) übertragen werden.
Natürlich bleibt die finale Version abzuwarten, da es sich um eine Konsultationsfassung der BNetzA handelt, jedoch dürfte der Trend des Papiers klar sein, in den Sparten Wärme, Kälte und Wasser mehr Flexibilität zuzulassen, um die Digitalisierung stärker zu befeuern. Die BNetzA legt somit einen wesentlichen Grundstein für das IoT-Metering in der Energiewirtschaft.
Anfang September hat die Bundesregierung das neue Entlastungspaket auf den Weg gebracht. Mit einer Summe von bis zu 65 Milliarden Euro sollen die Bürgerinnen und Bürger entlastet werden, um mit den Preissteigerungen, bedingt durch die Inflation, besser zu Recht zu kommen. Das dritte Entlastungspaket weist somit das größte Volumen in der bisherigen Gesamtentlastung von 100 Milliarden Euro auf.
Ein wesentliches Thema stellte auch in diesem Entlastungspaket der Umgang mit den stark gestiegenen Energiekosten dar. Das Paket greift unterschiedliche Maßnahmen von Direktzahlungen, Strompreisdeckeln und einer Übergewinnsteuer für einzelne Energieversorgungsunternehmen auf. Konkret plant die Bundesregierung in diesem Zusammenhang, Studierende und Rentner mit einem einmaligen Zuschuss zu unterstützen und soziale Leistungen wie den Heizkostenzuschuss zu erhöhen. Gleichzeitig ist ein vergünstigter Strompreis für den Basisverbrauch vorgesehen, den Energieversorger ihren Kunden anbieten müssen. Die Finanzierung hierfür soll mithilfe einer Übergewinnsteuer erfolgen.
Dabei zielt die Steuer stark auf erneuerbare Energien ab, die aufgrund ihrer niedrigen Grenzkosten deutlich höhere Gewinne erwirtschaften als in der Vergangenheit. Wesentlicher Treiber hierfür ist die Merit Order, die den Strompreis auf den Handelsplätzen bestimmt. Warum die Merit Order so wichtig zur Bildung des Strompreises ist und warum das Entlastungspaket der Bundesregierung den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland hemmen könnte, wollen wir uns in diesem Blogbeitrag einmal näher anschauen.
Merit Order – das Ursprungsproblem
Die Merit Order ist das wesentliche Instrument zur Bildung von Strompreisen auf dem Markt und setzt sich, wie bei vielen Produkten auch, aus dem Angebot und der Nachfrage zusammen. Die Funktion der Merit Order soll mithilfe der folgenden Abbildung erläutert werden. Hierbei bildet sich die Angebotskurve durch den vorhandenen Kraftwerkspark, der zur Produktion von Strom bereitsteht, anhand seiner Grenzkosten. Die Grenzkosten umfassen dabei die Brennstoffkosten sowie die Kosten notwendiger CO₂-Zertifikate.
Nach dieser Logik liegen die erneuerbaren Energien weiter links auf der Angebotskurve, da die Brennstoffkosten gleich null und keine Zertifikate erforderlich sind. Darauf folgt die Atomkraft, da die Kosten der Endlagerung in diesem Modell nicht betrachtet werden. Dann folgen die Braun- und Steinkohle und zum Schluss die Erdgas- und Erdölkraftwerke.
Treffen nun Angebot und Nachfrage (hier N1) aufeinander, bildet sich am Markt im Schnittpunkt der beiden Geraden ein Referenzpreis. Alle Kraftwerke, die sich auf der Angebotskurve vor dem Schnittpunkt befinden, produzieren indessen Energie und erhalten den Referenzpreis. Somit erhalten alle Kraftwerke den gleichen Preis!
Für Kraftwerke mit niedrigeren Referenzkosten bedeutet dies einen positiven Deckungsbeitrag. Da gerade die erneuerbaren Energien die geringsten Kosten aufweisen, haben diese die Möglichkeit, den höchsten Gewinn zu erwirtschaften, wenn ein hoher Marktpreis vorliegt. Bedingt durch die vorliegende Energieknappheit in Deutschland werden zum aktuellen Zeitpunkt alle Kraftwerkseinheiten mobilisiert, die zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit beitragen können. Die Inanspruchnahme von Kraftwerken mit besonders hohen Grenzkosten führt dazu, dass Betreiber mit niedrigen Grenzkosten deutlich höhere Gewinne erzielen, da diese Preise nicht mehr, wie in der Vergangenheit, zu einzelnen Stunden auftreten, sondern über einen längeren Zeitraum. Würde hingegen das Angebot an erneuerbaren Energien erweitert werden, würde sich die Nachfrage (N2) nach links auf der Angebotskurve verschieben und sich ein neuer Referenzpreis ausbilden, der den Strompreis sinken lässt. Somit tragen zum aktuellen Zeitpunkt die fossilen Energien zum Anstieg der Preise bei. Oder umgekehrt, es gibt zu wenig erneuerbare Energien am Markt.
Quelle: Wikipedia
Übergewinnsteuer
Durch die sich neu ergebende Marktlage und das Merit-Order-Modell haben Betreiber von Anlagen erneuerbarer Energien nun die Möglichkeit, gute Marktpreise und höhere Gewinne zu erzielen. Anders sähe dies vermutlich aus, wenn Kraftwerke einen individuellen Preis für die erzeugte Kilowattstunde erhalten würde, anstatt einen Referenzpreis auf Basis des noch teuersten, produzierenden Kraftwerks zugewiesen zu bekommen.
Nach dem Willen der Bundesregierung und des Entlastungspaketes soll der zusätzliche Gewinn für die Anlagenbetreiber eingezogen werden und zur Finanzierung des vergünstigten Grundbedarfs verwendet werden, um die Haushaltskunden zu entlasten. Wie genau die Übergewinnsteuer ausgestaltet ist, kann zu diesem Zeitpunkt noch nicht gesagt werden. Die Bundesregierung strebt zu diesem Zeitpunkt ein einheitliches, europäisches Vorgehen an. Sollte auf der europäischen Ebene keine Einigung erreicht werden, soll eine nationale Umsetzung erfolgen. Die Federführung liegt wie bei der Gasumlage beim Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz. Um kurzfristig Liquidität zur Finanzierung des vergünstigten Basisverbrauchs sicherzustellen, plant das Finanzministerium einen direkten Zugriff auf das EEG-Konto, das bereits mit 17 Milliarden im Plus liegt. Nach dem Willen des Ministeriums soll mindestens ein zweistelliger Milliardenbetrag entnommen werden. Hinzu kommt dann die skizzierte Übergewinnsteuer.
Mögliche Auswirkung auf den EE-Ausbau
Die Übergewinnsteuer, die auf den ersten Blick vielleicht nichts mit dem Ausbau von erneuerbaren Energien zu tun hat, könnte sich evtl. negativ auf den Ausbau der erneuerbaren Energien auswirken. Mit Ausnahme kleinerer Anlagen müssen Unternehmen eine Ausschreibung je Energieträger durchlaufen, bevor eine geförderte Anlage realisiert werden kann. Wie bei allen Kraftwerksarten kommt hinzu, egal ob erneuerbar oder konventionell, dass die Investition einen hohen Lebenszyklus aufweist und die wirtschaftliche Planung von vielen Unsicherheiten abhängt.
In der Vergangenheit war der Bau von erneuerbaren Energien nicht wirtschaftlich, da die Marktpreise zwischen 20 € und 120 € die Megawattstunde schwankten, weswegen das EEG den Betreibern finanziell unter die Arme greift. Bedingt durch die hohen Marktpreise sind diese Anlagen zum aktuellen Zeitpunkt ohne staatliche Subventionen wirtschaftlich. Allerdings kann niemand sagen, ob sich das Preisniveau über einen Zeitraum von 20 Jahren oberhalb des wirtschaftlichen Niveaus einpendelt.
Wer also heute eine neue erneuerbare Erzeugungsanlage projektieren will, hat mehrere Fragestellungen zu beantworten. Der Investor muss sich fragen, wie lange die Hochpreisphase an der Strombörse anhält und ob diese noch vorhanden ist, wenn die Anlage an das Netz geht. Dies sind bei einer Windkraftanlage im Schnitt 7 Jahre in Deutschland. Danach ist eine Abschätzung von mindestens weiteren 20 Jahren erforderlich, damit sich die Investitionssumme rechnet. Das Entlastungspaket schafft nun eine weitere Unsicherheit in Form der Übergewinnsteuer.
Dadurch, dass die erneuerbaren Energien besonders stark von hohen Strompreisen partizipieren, dürfte die Übergewinnsteuer diese am stärksten treffen. Investoren müssen sich also fragen, welche Auswirkungen die Steuer auf ihre Anlage haben wird. Hier könnte das größte Planungshemmnis sein, dass die Ausgestaltung zum aktuellen Zeitraum völlig unklar ist. Dies dürfte vermutlich auch länger so bleiben, da zuerst eine europäische Regelung angestrebt wird. Somit könnte der Fall eintreten, dass viele Investoren abwarten und zuerst die Ausgestaltung der Übergewinnsteuer einplanen. Die Folge wäre eine Verlangsamung des Ausbaus des Angebots, wodurch die Strompreise bedingt durch das Merit-Order-Modell weiter hoch bleiben werden.
Der Vorgang, bestimmte Strompreise zu deckeln und eine Übergewinnsteuer einzuführen, dessen Ausgestaltung noch unklar ist, ist in Deutschland historisch einmalig. Die Auswirkungen auf den deutschen Energiemarkt sind somit schwer abzuschätzen.
Auch bleibt abzuwarten, ob die Maßnahmen am Ende wirken werden. Ebenso bleibt die Ausgestaltung in vielen Punkten unklar. Es bleibt spannend, bei welchen Schwellenwerten ein Basisverbrauch für Strom festgelegt wird. Ein deutscher Haushaltskunde benötigt im Schnitt 3.500 kWh (3-Personen) und laut Definition im EnWG maximal 10.000 kWh. Bedingt durch den Ausbau von Ladeinfrastruktur und Wärmepumpen kann dieser in der Praxis auch deutlich höher ausfallen. Um es außerdem sozial gerecht zu machen, müssten auch die Anzahl der Bewohner pro Haushalt berücksichtigt werden. Würde man nur eine Zahl festlegen, würden Singlehaushalte vermutlich profitieren und Energiesparmaßnahmen durch den geringeren Preis zurückfahren, während Familien weniger entlastet werden. Die operative Umsetzung könnte sich damit als hoch erweisen, wenn zwischen einzelnen Gruppen differenziert wird.
Vermutlich einer der größten Kritikpunkte im Entlastungspaket wäre, dass der Ausbau der Erzeugungskapazitäten, unabhängig von den jeweiligen Energieträgern, nicht thematisiert wird. Auch besteht die Gefahr, dass Energieversorger ihre Verluste durch gedeckelte Strompreise privater Haushalte auf die Industrie umlegen. Schon jetzt sind am Markt Schließungen von Stahlwerken in Deutschland zu beobachten, obwohl deren Rohstoff zur Errichtung regenerativen Erzeugungsanlagen benötigt werden. Die Bundesregierung sollte daher darauf Acht geben, dass die Operation am offenen Herzen des Strommarktdesigns nicht damit endet, dass uns wesentliche Industriezweige verloren gehen, die wir für die Umsetzung der Energiewende benötigen.
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Photovoltaikanlagen werden in einer nachhaltigen Energiezukunft eine zentrale Rolle bei der Erreichung der Klimaziele einnehmen. Dafür ist ein massiver Ausbau der installierten PV-Leistung notwendig. Im sogenannten EEG-Osterpaket beschloss das Kabinett im April 2022, dass „die Stromversorgung bis zum Jahr 2035 nahezu vollständig auf erneuerbaren Energien beruhen“ soll. Bis 2030 soll die Leistung der deutschlandweit installierten Solaranlagen von heute 59 Gigawatt auf 215 Gigawatt ansteigen – bis 2040 sind 400 Gigawatt als Ziel aufgerufen.
In naher Zukunft sind auf Seiten der Netzbetreiber massive Mehraufwände durch erhöhte PV-Bebauung zu erwarten. Wir zeigen, wie diese Mehraufwände mithilfe von Robotic Process Automation (RPA) aufgefangen werden können.
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Siedlungsräume stehen vor immer größeren Herausforderungen: Urbanisierung, Nachhaltigkeit und die gestiegene Erwartungshaltung der Bürger beeinflussen deren Entwicklung maßgeblich. Sie erwarten von ihrer Stadt bzw. dem Landkreis, und damit auch von den kommunalen Unternehmen, den Stadtwerken, dass sie die verschiedenen Bereiche des Lebens, Wohnens, Arbeitens etc. so vernetzen, dass ihre Stadt nachhaltiger wird, die Lebensqualität steigt und grade in unserer Zeit eine sichere Umwelt gewährleistet wird.
Vielerorts investieren kommunale Energie- und Wasserversorger dafür sowohl in neue Infrastrukturen, die diese Intelligenz ermöglichen: technische Mittel für Informationsaufnahme, -weitergabe und -verarbeitung, als auch in Fachkräfte, die sie bedienen, interpretieren und so Mehrwerte für die Stadt und Region realisieren. Um diese Komplexität zu beherrschen, relevante Trends frühzeitig zu identifizieren sowie gewinn stiftend aufzuarbeiten und eine hohe Wiederverwertbarkeit der Lösungen und Wissenstransfers und Aufbaus vor Ort sicherzustellen, wurde der Verein Civitas Connect e.V. im Juni 2020 gegründet.
Auf der letzten Mitgliederversammlung wurden umfangreiche strategische Anpassungen einstimmig beschlossen, die diesen Herausforderungen begegnen. In vorliegenden Blogbeitrag erklären wir, wie die kommunale Kooperation arbeiten wird. Civitas Connect will nachhaltige Lebensräume auf Basis einer digitalen Daseinsvorsorge gestalten. Dabei werden Ressourcen und Kompetenzen zur gemeinsamen Entwicklung intelligenter Lösungen gebündelt, um so um schließlich Partner kommunaler Datensouveränität zu sein.
Erweiterung des Vorstands
Die genannten Herausforderungen zu stemmen, ist keine leichte Aufgabe, die die Vorstände und Geschäftsführer einzelner Unternehmen, grade in diesen Zeiten vor enorme Aufgaben und Entscheidungen stellt. Sie geben die Ziele der Nachhaltigkeits- und Digitalisierungsstrategien vor. Dabei wissen sie, welche Aufgaben ihr Unternehmen alleine stemmen kann, was nur gemeinsam mit der jeweiligen Kommune zu schaffen ist und wo Kooperationspartner benötigt werden. Durch die vier zusätzlichen BeisitzerInnen im Vorstand von Civitas Connect bildet sich im Vorstand ein noch klareres Bild, wie der größte Mehrwert durch die Bündelung der Ressourcen in Civitas Connect erreicht werden kann.
Schwerpunktsetzung
Die inhaltlichen Schwerpunkte werden unter anderem durch einen Lenkungskreis gesetzt, welcher auf der Mitgliederversammlung ins Leben gerufen wurde. Er setzt sich aus 10 Personen zusammen, die Aufgaben und Verantwortung der strategischen Entwicklung des Bereichs digitale Infrastrukturen und Smart Cities/Regions bei den Vereinsmitgliedern wahrnehmen. Sie wissen, was auf die strategischen Ziele der Mitglieder einzahlt und wann welche Abteilung und Fachkräfte dafür in die gemeinsame Arbeit eingebracht werden müssen.
Civitas Connect stellt sich so auf, dass Informationsbedarf möglichst einfach gestillt werden kann, indem diese leicht und jederzeit abrufbar sind. Außerdem werden zukünftig Themen, die tiefergehend bearbeitet werden müssen, professionell organisiert und betreut. Dafür werden die Ressourcen in Civitas Connect aufgestockt, umso die Mitarbeit effizient zu gestalten und sicherzustellen, dass Ergebnisse nicht nur den Bedarf einzelner decken, sondern gut übertragbar für alle sind.
Das Wissen, welches in den Verein eingeht, wird in einer zentralen, auf einer Open Source Lösung basierenden Plattform, gesammelt. So ist ein barrierefreier und einfacher Zugriff auf alle Informationen und Lösungen zu jeder Zeit gewährleistet. Bei der Informationsaufarbeitung wird dabei immer mehr mit verschiedenen Medien, wie Videoaufzeichnungen, gearbeitet. Durch gezielte Interviews mit den fachlichen Ansprechpartnern werden Silos noch weiter aufgebrochen und Wissensweitergabe für alle möglichst bequem gemacht. So kann sich jeder auch asynchron informieren – nicht nur in den Terminen selbst.
Projekte
Viele Fragen werden durch die ausführlichen Erfahrungsberichte und daran anschließende Diskussionsrunden beantwortet. Einige bleiben jedoch offen. Diese werden gemeinsam von Mitgliedern und Civitas Connect Mitarbeitenden bearbeitet. Gleichzeitig wird die Projektleitung, die Strukturierung und inhaltliche Vor- und Nachbereitung durch Civitas Connect sichergestellt. Nachdem die Anforderungen aller Beteiligten geklärt sind, wird im Lenkungskreis evaluiert, ob eine Lösungsentwicklung wirtschaftlich innerhalb der Kooperation erfolgen kann oder ein Auftrag extern vergeben werden muss. In beiden Varianten geht es darum, neue Lösungen wirtschaftlich durch Kostenteilung zu realisieren und im Nachgang allen weiteren Mitgliedern zugänglich zu machen.
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Bislang gilt eine Grenze von 100 kWpeak für Erzeugungsanlagen, die in die Redispatchprozesse zur Netzstabilisierung eingebunden werden müssen. Zur Erinnerung: Der Begriff Redispatch bezeichnet die kurzfristige Änderung des Kraftwerkseinsatzes auf Geheiß der Übertragungsnetzbetreiber zur Vermeidung von Netzengpässen. So sollen auch neben Netzengpässen die Frequenz und Spannung stabil gehalten und die thermische Überlastung von Betriebsmitteln vermieden werden. Wurden im Redispatch 1.0 lediglich konventionelle Kraftwerke ab 10 MWPeak von den ÜNBs für Redispatchmaßnahmen herangezogen, sind es nun durch die Herabsenkung auf die 100 kW Schwelle, viele Erzeugungsanlagen auch auf den unteren Spannungsebenen. Da sich jedoch die meisten Erzeugungsanlagen im Netz unterhalb der 100 kW Schwelle befinden und die Energiewende zur Sicherstellung eines funktionierenden Netzes noch mehr Steuerungsmaßnahmen benötigt, wird bereits heute an einer Überarbeitung hin zum Redispatch 3.0 gearbeitet. Den aktuellen Entwicklungsstand zum Thema Redispatch 3.0 wollen wir uns in dem Blogbeitrag einmal näher anschauen.
Redispatch 3.0 – Was ist geplant?
Generell ist zu sagen, dass sich das Thema Redispatch 3.0 sich noch in seiner Anfangsphase befindet. Kernziel dürfte es jedoch sein, die unzähligen, kleinen Erzeugungsanlagen vor allem auf der Niederspannungsebene in die Redispatchprozesse zu integrieren. Da mehr als 95% aller Erzeugungsanlagen im Niederspannungsnetz installiert werden und die Energiewende vor allem durch die Integration von kleinen EE-Anlagen, Ladeinfrastruktur sowie Wärmepumpen vorangetrieben wird, ist bereits heute absehbar, dass die Redispatch 2.0 Prozesse für Anlagen bis 100 kWPeak nicht ausreichen.
Somit besteht die zentrale Herausforderung nicht mehr einige zehntausende Anlagen, sondern Millionen zu steuern, zu koordinieren und mittels Redispatch das Netz zu stabilisieren. Zentrales Steuerungselement dürfte das intelligente Messsystem in Kombination mit einer Steuerbox darstellen. Durch die Infrastruktur, welche aktuell für intelligente Messysteme aufgebaut wurde und wird, lassen sich die notwendigen Marktprozesse schaffen, welche auch im Redispatch genutzt werden können.
Zusammenfassend kann somit gesagt werden, dass mit dem Redispatch 2.0 eine Umstellung der Netzführungsprozesse auf ein planwertbasiertes Verfahren erfolgt. Spontanes Herunterregeln bei Netzengpässen von EE-Anlagen, vor allem Wind- und PV-Anlagen, soll so vermieden werden. Basis hierfür ist ein prognosebasierter Netzengpassvermeidungsprozess zwischen Netzbetreibern und so genannten Anlageneinsatzverantwortlichen. Mit dem Redispatch 3.0, soll perspektivisch die Integration privater Kleinstanlagen in die Prognose und Netzoptimierungsprozesse erfolgen. Herfür bedarf es einer größeren und besser integrierten Datenbasis. Relevante Daten bilden die Grundlage für KI-Algorithmen und Integration der in Entstehung befindlichen SMGW-Infrastruktur (Smart Meter Gateway) zur BSI-regelkonformen sicheren IoT-Kommunikation mit jeglichen potentiell steuerbaren Energieerzeugungs- und Verbrauchseinheiten. Die Prognose und Steuerung der Anlagen werden zunehmend eine der zentralen Herausforderungen sein.
Redispatch 3.0 – Herausforderung für die IT-Architektur
Um die bestehende Redispatch-Infrastruktur für das Redispatch 3.0 fit zu machen, bedarf es also einer Kommunikations- und IT-Infrastruktur, welche große Mengen von Daten speichern und zur Erstellung von Prognosen verarbeiten kann. Die Informationen sind zwischen den beteiligten Akteuren auszutauschen. Das BMWK schreibt auf seiner Homepage dazu: „Funktional geht es um die Migration der Redispatch 2.0-Bausteine in föderierte Cloud-Infrastrukturen, verstärktes Data Sharing zwischen Netzbetreibern und anderen Akteuren, sowie die Transformation von klassischen SCADA-basierten (Supervisory Control and Data Acquisition) Fernwirktechniken zur Netzsteuerung auf innovative IoT-Infrastrukturen, die mittels SMGW-Infrastruktur sicherheitstechnisch abgesichert sein werden.“
Für die IT-Architektur ist dabei eine der wesentlichen Erkenntnisse, dass es bei Redispatch 3.0 nicht mehr ausreichen wird, sämtliche Prozesse über das klassischen Netzleitsystemen (NLS) abzubilden. Stattdessen bedarf es einer Cloud-basierten und BSI-regelkonforme IoT-Alternative für eine direkte Kommunikation mit dezentralen Erzeugungs- und Verbrauchseinheiten mit weniger als 100 kW Nennleistung. Die Grundlage der Kommunikationsinfrastruktur zu Erzeugungs- und Verbrauchseinheiten bildet hierbei das intelligente Messsystem mit integrierter Steuerbox über einen abgesicherten CLS-Kanal.
So soll „[…] durch die Gaia-X Infrastruktur eine signifikant breitere Nutzung der KI/Machine Learning (ML)-Technologien für die Erzeugung unterschiedlicher Prognosearten, Ermittlung der Redispatch-Potentiale, sowie die Planungen und Umsetzung der Steuerungseingriffe in mehrere tausend dezentrale Erzeuger und Verbraucher erreicht werden. Daneben sollen durch Edge Computing und Cloud Meshs die systemkritischen Funktionen so auf die Gaia-X Knoten und Edge-Compute-Einheiten der Netzbetreiber verteilt werden, dass z.B. aufgrund strombedingter Nicht-Erreichbarkeit von Gaia-X Knoten in einer Region der ordnungsgemäße Redispatch-Betrieb in anderen Regionen sichergestellt werden kann.
Die Umsetzung der Redispatch-Prozesse der Energieversorgung ermöglicht eine Einführung und signifikante Verbesserung der KI/ML-basierten Prognose- und Einsatzplanungsalgorithmen in Redispatch-Prozessen. Die Netzauslastung kann optimiert werden. Ferner wird durch den Einsatz von Edge Compute-Fähigkeiten und des föderierten Ansatzes der Gaia-X-Knoten für Redispatch-Lösungen Erfahrung gesammelt, um eine Migration weitere OT-orientierten Use Cases der Domäne Energie auf Cloud-Technologien vorbereiten zu können. Konkrete weitere Anwendungen sind dann insbesondere: Dezentrale Trainings von KI/ML-Algorithmen für Prognosen, Condition Monitoring, skalierbarere und hochautomatisierte Leitsysteme aus der Cloud, sowie Schaffung neuer Energie – Flexibilitäts – Produkte und Märkte für Anlagenbetreiber.“
Aufgaben im Redispatch 3.0
Forschungsprojekt Redispatch 3.0 – die Akteure
Wie bereits am Anfang des Beitrages erwähnt befindet sich das Thema Redispatch 3.0 gerade erst noch im Aufbau. In dem zugehörigen Forschungsprojekt Redispatch 3.0 entwickeln insgesamt fünfzehn Partner aus Industrie, Forschung, Übertragungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber die Konzepte aus dem Redispatch 2.0 weiter, um zusätzlich das Flexibilitätspotenzial der Niederspannungsebene zu nutzen. Als IT-Dienstleister ist u.a. das Unternehmen Kisters eingebunden. Dieses soll einen Entwurf, Implementierung und Test einer SCADA-App entwickeln.
Fazit zum Redispatch 3.0
Die Weiterentwicklung von Redispatch 2.0 zu Redispatch 3.0 stellt nur einen logischen Schritt auf dem Weg zur Transformation des Energiesektors dar. Bereits bei Beginn der Implementierung der Redispatch 2.0 Prozesse war klar, dass für eine stabile Stromnetze mit einem hohen EE-Anteil und einer Vielzahl neuer Verbraucher auch kleinere Anlagen und Verbraucher in die Redispatchprozesse zu integrieren sind.
Mit dem Statement des BMWK, dass für die zukünftige Umsetzung die bestehenden IT-Systeme zur Verarbeitung hoher Mengen von Daten und zur Erstellung von Prognosen nicht mehr über klassische Netzleitsysteme (SCADA) erfolgen soll, räumt das BMWK mit einer Diskussion innerhalb der Branche auf, ob als zentrales System zur Umsetzung der Redispatchprozesse das SCADA-System oder eine alternative Lösung aufgebaut werden sollte. Mit dem Ziel kleinere Anlagen über IoT-Technologien steuern zu wollen, ist eine zweite, separate Infrastruktur erforderlich. Da das Thema BSI-Konformität für diese Infrastruktur eine wichtige Rolle spielen wird, bietet sich die Idee des BMWKs an die Nutzung von GAIA-X zu prüfen.
Welche Infrastruktur es nun am Ende wird oder ob die Auswahl in der Entscheidungsbefugnis der zuständigen Netzbetreiber liegen wird, bleibt abzuwarten. Genauso die noch ausstehenden Entwürfe und Ergebnisse des Forschungsprojektes Redispatch 3.0. Fest steht aber aufjedenfall: Das nächste Redispatchprojekt wird sicherlich nicht allzu lange auf sich warten lassen und nicht weniger zeitintensiv sein, als das vergangene. Man darf also gespannt sein:)
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Zum 1. Oktober 2021 hat der Gesetzgeber eine Umstellung des Redispatch 1.0 zum Redispatch 2.0 für alle Netzbetreiber beschlossen. Unter dem Begriff Redispatch wird die Regelung der Einspeiseleistung von Kraftwerken zum Ausgleich von Netzengpässen verstanden. Statt wie bisher ausschließlich konventionelle Kraftwerke mit einer Erzeugungsleistung größer 10 MW hoch- oder runterzufahren, sind in Zukunft alle Anlagen ab 100 kW in den Redispatch zu integrieren. Dies umfasst auch die EE- und KWK-Anlagen sowie Stromspeicher. Kleinere Anlagen unter 100 kW dürfen in den Redispatch miteinbezogen werden, sofern diese Fernsteuerbar sind. Außerdem ist zu berücksichtigen, dass es sich in technischen Anlagen nicht nur um Erzeuger, sondern auch große Verbraucher handeln kann.
Zur Umsetzung des Redispatch 2.0 sind verschiedenste Markakteure involviert. Hier besteht in der Praxis oft die Gefahr, dass einzelne Marktrollen miteinander verwechselt werden. Ein Verständnis der einzelnen Marktrollen und Fachbegriffe im Redispatch 2.0 ist jedoch unerlässlich, um ein Verständnis über die Funktionsweise zu erhalten. Aus diesem Grund wollen wir uns in diesem Blogbeitrag der Auflistung und Erläuterung der einzelnen Marktrollen widmen auf die spätere Artikel zum Thema Redispatch 2.0 aufbauen sollen:
Anlagenbetreiber (AB)
Bei einem Anlagenbetreiber, kurz AB, handelt es sich um eine natürliche oder juristische Person oder Personengesellschaft, welche eine Anlage betreibt. Bei einer Anlage kann es sich sowohl um eine Erzeugungsanlage als auch eine Anlage handeln, welche Energie verbraucht. Der Betreiber der Anlage ist insgesamt für die technische, als auch die kaufmännische Betriebsführung verantwortlich.
Data Provider
Bei dem Data Provider handelt es sich um eine neue Marktrolle im Zuge der Anpassung des Redispatch 2.0. Der Data Provider stellt die Kommunikationsinfrastruktur, welche den Austausch der Stamm- und Prognosedaten der technischen Ressourcen der einzelnen Marktakteure untereinander sicherstellt. Der Data Provider empfängt ausschließlich die Daten und leitet diese an die entsprechenden Marktakteure weiter. Eine Verarbeitung der Informationen durch den Data Provider selbst findet nicht statt. Ein natürliches Monopol für die Ausübung der Rolle des Data Providers besteht nicht. Die Data Provider müssen jedoch einen Datenaustausch untereinander sicherstellen.
Eine Rolle im Redispatch 2.0 Marktrollenmodell stellt der Lieferant da. Er übernimmt die Aufgabe der Belieferung von Marktlokationen, die Energie verbrauchen und die Abnahme von Energie von Marktlokationen, die Energie erzeugen. Somit ist der Lieferant für die Belieferung von Letztverbrauchern als auch aus Betreibern von Erzeugungsanlagen verantwortlich. Er übernimmt die Verantwortung für den finanziellen Ausgleich zwischen den bilanzierten und gemessenen Energiemengen von den nach Standardlastprofil bilanzierten Marktlokationen. Der Anlagenbetreiber hat die Möglichkeit die Aufgabe selbst wahrzunehmen oder an einen Dritten abzugeben.
Bilanzkreisverantwortliche (BKV)
Der Bilanzkreisverantwortliche, kurz BKV, ist verantwortlich für den energetischen und finanziellen Ausgleich der Bilanzkreise. Bei dem BKV kann es sich sowohl um einen Netzbetreiber, einen Lieferanten, einen Direktvermarkter oder Anlagenbetreiber handeln.
Arten von Bilanzkreisverantwortlichen im Redispatch 2.0 Modell
Einsatzverantwortliche (EIV)
Bei dem Einsatzverantwortlichen handelt es sich um eine natürliche oder juristische Person, die die Energieerzeugung einer technischen Ressource primär auf Basis von Fahrplänen steuert. Der Anlagenbetreiber muss in diesem Zusammenhang die Rolle des EVI wahrnehmen oder an einen Dritten mit der Übernahme der Aufgabe als Dienstleistung beauftragen.
Betreiber der technischen Ressource (BTR)
Bei einem Betreiber einer technischen Ressource handelt es sich um eine natürliche oder juristische Person, welche für den technischen Betrieb der technischen Ressource verantwortlich ist. Die Aufgabe muss vom Betreiber der Anlage übernommen werden oder ist dienstleistend an einen Dritten zu vergeben.
Techn./Kaufm. Betriebsführer (TBF/KBF)
Der technische oder kaufmännische Betriebsführer ist ein Dienstleistungsunternehmen welches für den Anlagenbetreiber verschiedene Aufgaben übernimmt. Hierzu können u.a. das Monitoren, das Steuern, die Wartung oder die Instandhaltung übernehmen.
Direktvermarkter (DV)
Bei einem Direktvermarkter handelt es sich um einen Dienstleister, welche Energie aus technischen Ressourcen an Handelsplätzen wie z. B. der Strombörse vermarktet.
Netzbetreiber
Bei dem Netzbetreiber handelt es sich aus energiewirtschaftlicher Sicht um die Rolle des Übertragungs- und Verteilnetzbetreibers. Im Redispatch wird jedoch nicht zwischen diesen beiden Rollen differenziert, sondern zwischen mehreren Arten von Netzbetreibern im Kontext der Durchführung der Redispatchmaßnahme. Hierzu gehören der betroffene Netzbetreiber, der Anschlussnetzbetreiber, der anweisende Netzbetreiber und der anfordernde Netzbetreiber. Bei dem Anschlussnetzbetreiber handelt es sich stets um den Netzbetreiber in dessen Versorgungsgebiet auf der jeweiligen Spannungsebene sich die betroffene technische Ressource befindet bei der eine Redispatchmaßnahme durchgeführt werden soll.
Die Anfrage, dass eine Redispatchmaßnahme erforderlich ist, erfolgt durch den anfordernden Netzbetreiber, wobei die Anweisung zur Durchführung der Maßnahme durch den anweisenden Netzbetreiber erfolgt. Dies kann z. B. der Fall sein, wenn der benachbarte Netzbetreiber als anfordernde Netzbetreiber einen Netzengpass feststellt und eine Redispatchmaßnahme im benachbarten Netzgebiet anfordert. Diese ist dann vom anweisenden Netzbetreiber, der meist auch der Anschlussnetzbetreiber der technischen Ressource ist, durchzuführen. Betroffen sind beim Redispatch 2.0 nicht immer nur ein Netzbetreiber, sondern evtl. mehrere. Die betroffenen Netzbetreiber setzen sich somit aus dem anfordernden Netzbetreiber, dem anweisenden Netzbetreiber und dem Anschlussnetzbetreiber zusammen.
Arten von Netzbetreibern aus Sicht des Redispatch 2.0
Fazit zu dem Redispatch 2.0 Marktrollen
Da ihr es bis hierhin geschafft habt, merkt ihr sicherlich, dass es etliche Marktrollen im Redispatch 2.0 gibt, welche zum Teil auf den ersten Blick schwer auseinander zu halten sind. Durch die technischen Herausforderungen das Stromnetz stabil bei 50 Hz zu halten und zu jedem Zeitpunkt ein Gleichgewicht aus Angebot und Nachfrage sicherzustellen sind eine Vielzahl von Marktrollen involviert.
Für die Zukunft ist damit zu rechnen, dass das Thema Redispatch weiter an Komplexität gewinnen wird. Schon heute laufen die Diskussionen für das Thema Redispatch 3.0 bei der vermutlich alle Erzeuger ab einer Leistung von 7 kW und viele kleinere Verbraucher wie z. B. Wärmepumpen oder Elektromobile eingebunden werden sollen. Bei weiteren Entwicklungen zum Thema Redispatch 3.0 halten wir euch auf unserem Blog natürlich auf den aktuellen Stand. In den nächsten Wochen werden weitere Beiträge zum Thema Redispatch 2.0 erfolgen.
Pünktlich zum 01. Juli endet vermutlich eine Ära in der Energieversorgung. Aus Sicht für den Letztverbraucher erfolgt die Abschaffung der Zahlungspflicht der EEG-Umlage, auch wenn diese natürlich weiterhin an den Betreiber von EE-Anlagen gezahlt wird. Für Stadtwerke bzw. genau genommen die Lieferanten bedeutet dies, dass die Abschaffung der EEG-Umlage an die Letztverbraucher in Form einer Preisanpassung weiterzugeben ist. Welche Regeln hier gelten und wie dies funktioniert, wollen wir uns in diesem Beitrag anschauen.
Abschaffung der EEG-Umlage – Preisabsenkungspflicht zum 1. Juli
Für die Abschaffung der EEG-Umlage sieht der Gesetzgeber eine Verpflichtung zur Weitergabe der Preissenkung durch den Lieferanten an den Letztverbraucher vor. Hierfür ist der volle Betrag von 3,723 ct/kWh an den Kunden unverzüglich und im vollen Umfang weiterzugeben (§118 Abs.37 EnWG). Dies gilt, soweit die EEG-Umlage Bestandteil der Preiskalkulation des Lieferanten war, wovon im Regelfall auszugehen ist (§118 Abs.38 EnWG). Die Senkungspflicht besteht allerdings nur, wenn der Energieliefervertrag vor dem 31.01.2022 abgeschlossen wurde, aber begrenzt vom 01.07.2022 bis 31.12.2022 (§118 Abs.39 EnWG). Läuft hingegen der Vertrag zum Jahresende am 31.12.2022 aus und besteht eine Option der Vertragsverlängerung für den Kunden, kann dieser nur zu den aktuell geltenden Preisen zum Jahresende verlängert werden.
Damit die Preissenkung auch wirklich beim Letztverbraucher ankommt, ist es den Lieferanten verboten, gegenläufige Kostensteigerungen, z. B. durch steigende Einkaufspreise an der Börse, zum 01.07.2022 weiterzugeben (§118 Abs.40 EnWG). Somit sind Preisanpassungen für Lieferanten nur zu einem früheren oder späteren Zeitpunkt und unter Beachtung der geltenden Preisanpassungsrechte erlaubt.
Eine Besonderheit gilt allerdings für Neukundenverträge, welche ab dem 01.07.2022 abgeschlossen wurden, diese sind von der Regelung nicht erfasst! Somit gilt, wer zum 01.07.2022 oder zu einem späteren Zeitpunkt einen neuen Energieliefervertrag mit einem Lieferanten abschließt, dem müssen die Preissenkungen nicht weitergegeben werden.
Abschaffung der EEG-Umlage – Weitere Änderungen im EEG
Bedingt durch die Abschaffung der EEG-Umlage kommt es zu weiteren Ergänzungen im EEG. Dies ist u.a. im §60 Abs. 1a bis c EEG der Fall. Demnach bleiben die Erhebungs- und Abrechnungssysteme aus Sicht des Netzbetreibers erhalten. Die Prozesse für den Netzbetreiber ändern sich somit nicht. Allerdings gilt zum 1. Juli der Grundsatz, dass keine Erhebung, Meldung und Zahlung von und für entsprechende Letztverbrauchermengen mehr erforderlich sind. Eine Ausnahme gilt für Jahresbetrachtungen bis Ende 2022, wozu u.a. Eigenversorgungen von KWK-Anlagen oder Stromspeicher-Saldierung zählen. Die Höhe der EEG-Umlage berechnet sich in diesem Fall aus dem Mittelwert der veröffentlichten EEG-Umlage und 0 Cent pro Kilowattstunde.
Insgesamt entfällt die Pflicht für die Erfassung der EEG-Umlage relevante Strommengen am 30. Juni. Um für die spätere Abrechnung den noch EEG-Umlagen relevanten Stromanteil zu ermitteln, haben Lieferanten zwei Möglichkeiten. Entweder erfolgt eine Selbstablesung durch den Kunden oder eine rechnerische Abgrenzung durch den Lieferanten. Als letzte Option wäre aber auch eine Schätzung durch den Netzbetreiber zulässig. Daher bietet es sich aus Kundensicht an, die Strommengen bis zum 30. Juni 2022 zu melden und die Zahlung der EEG-Umlage zum Endabrechnungstermin in 2023 durchzuführen. Die Endabrechnung findet nach dem alten System im EEG 2021 statt, bevor auf das neue Abrechnungssystem ohne EEG-Umlage umgestiegen wird. Die genauen Regeln sind im neuen Energie-Umlagen-Gesetz (EnUG) zu finden. Die Details des EnUG haben wir euch bereits in einem anderen Blogbeitrag detailliert zusammengefasst.
Abschaffung der EEG-Umlage – Umgang mit Zählern
Mit der Abschaffung der EEG-Umlage werden sich sicherlich viele Unternehmen, aber auch EVUs die Frage stellen, ob einzelne Zähler zur Erfassung der EEG relevanten Strommengen (Stichwort: Submetering) noch erforderlich sind. Grundsätzlich gilt aus Sicht der EEG-Umlage ab dem 01. Juli das Prinzip, dass der Einbau und Betrieb von einem Zähler nicht mehr notwendig ist, da die EEG-Umlage nicht mehr abgeführt werden muss.
Allerdings sollte der Ausbau des Zählers kritisch hinterfragt werden, gerade für Fälle nach §60 Abs.1b EEG 2023 bzw. §61c, §61l EEG 2021 sowie für rechtliche Anforderungen abseits der EEG-Umlage, wie es zum Beispiel bei Mieterstrom zur Befreiung der Netznutzungsentgelte (NNE) der Fall ist oder bei bestimmten Unternehmen im Bereich der Stromsteuerbefreiung. Insgesamt sollte vorab genau geprüft werden, ob für die Inanspruchnahme von Umlageprivilegien nach dem Energie-Umlagen-Gesetz (EnUG) Erzeugungs- oder Abgrenzungszähler notwendig sind. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass die Anforderungen Messen und Schätzen im EnUG weiterhin gelten!
Abschaffung der EEG-Umlage – Ausnahmen für Jahresbetrachtungen
Wie schon erwähnt, bleibt für das Jahr 2022 eine Jahresbetrachtung zur Abrechnung der EEG-Umlage für bestimmte Anwendungsszenarien bestehen. So ist eine Jahresbetrachtung für die Eigenversorgung hocheffizienter KWK-Anlagen (§61c EEG 2021), für die Saldierung von Stromspeichern (§61l EEG 2021) und die Stromkennzeichnungen erforderlich.
Für diese Szenarien berechnet sich die Höhe der EEG-Umlage aus dem durchschnittlichen Wert in Cent pro Kilowattstunde aus den von den Übertragungsnetzbetreibern veröffentlichten EEG-Umlage für das erste Halbjahr 2022 und der EEG-Umlage für das zweite Halbjahr, welche in diesem Fall 0 Cent pro Kilowattstunde beträgt. Für diese Szenarien bleibt die Pflicht zur Erfassung der Strommengen und Meldepflichten für das gesamte Kalenderjahr 2022 bestehen. Die Möglichkeit Abschläge anzupassen, besteht weiterhin. Die Endabrechnung erfolgt in der Regel erst 2023.
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…
Kurzfristig bedeutet die Abschaffung der Umlage für alle Letztverbraucher natürlich eine Entlastung. Es ist jedoch kritisch zu hinterfragen, ob die Preissenkung einen langfristigen Effekt haben wird, da die Börsenpreise für Strom sich wieder auf einem Allzeit-Rekord befinden. Daher ist es als sehr wahrscheinlich anzusehen, dass bereits im Herbst neue Preisanpassungen vonseiten der Lieferanten erfolgen. Auch die Reaktivierung zusätzlicher Reservekapazitäten durch das Zwangsabschalten von Gaskraftwerken nach dem Energiesicherungsgesetz können die allgemeinen Kosten am Markt ggf. steigern.
Münster, den 29.06.2022Aufgrund regulatorischer Vorgaben standen die Stadtentwässerungsbetriebe Lüdenscheid Herscheid AöR (SELH AöR) vor der Herausforderung, die bereits im Verbund mit der Enervie Gruppe, Hagen, genutzten SAP-Lösungen in einen vollständig separierten Betrieb zu überführen, zu konsolidieren und auf eine zukunftsfähige Architektur umzustellen. Die vorhandenen SAP-Lösungen unterstützen bereits seit vielen Jahren das große Aufgabenspektrum der SELH AöR. In einem Bieterwettbewerb innerhalb eines nationalen Ausschreibungsverfahrens entschied sich die SELH AöR schließlich für die items aus Münster als Partner.
„Mit der items hat die SELH AöR einen Partner gefunden, der seit vielen Jahren nicht nur auf den sicheren und hochverfügbaren Betrieb von SAP-Systemen spezialisiert ist, sondern darüber hinaus auch mit einem erfahrenen Team zugehörige Projekte und Anwendungsbetreuung aus einer Hand bietet.“, so Markus Monßen-Wackerbeck, kaufmännischer Vorstand der SELH AöR.
In einem ersten Projektschritt erfolgte die IT-technische Separierung des SAP-Betriebs aus der bisherigen Systemumgebung planmäßig zum Jahreswechsel. In weiteren Projektschritten werden nun die bisher auf getrennten Systemen genutzten SAP-Lösungen der SELH AöR auf gemeinsam genutzte Systeme zusammengeführt. Anschließend wird die zukunftssichere Umstellung der SAP-Systeme auf die mit „S4/HANA“ benannte Architektur erfolgen.
„Diese Entscheidung für einen profilierten Full-Service-Dienstleister als Betreiber für unsere SAP-Lösungen entlastet uns massiv, schafft Zukunftssicherheit, reduziert Risiken und bietet uns die Möglichkeit, uns auf unsere Kernaufgaben zu fokussieren“, freut sich Volker Neumann, technischer Vorstand der SELH AöR. „Wir sehen mit der Entscheidung für die items in der Zukunft ein großes Entwicklungspotenzial und freuen uns auf die Zusammenarbeit“, so Detlev Winkhaus, kaufmännischer Sachgebietsleiter der SELH AöR. Ludger Hemker, Chef der items, ist sich der Verantwortung bewusst: „Die SELH AöR hat uns ihr Vertrauen geschenkt. Das Vertrauen unserer Kunden haben wir uns über viele Jahre erarbeitet und werden dieses auch für die SELH AöR Tag für Tag rechtfertigen.“
Innerhalb sehr kurzer Zeit haben die SELH AöR, unterstützt durch die SKP Consulting (Planungsbüro für Informations- und Telekommunikationstechnik), und items sich auf die Zusammenarbeit verständigt, diese inhaltlich und kaufmännisch abgestimmt und vertraglich fixiert. Der SAP-Betrieb erfolgt auf Basis der items-Standards, die sich an den internationalen Standards des IT-Service-Managements orientieren und nach mehreren ISO-Normen zertifiziert sind.
Über die SELH AöR
Der Stadtentwässerungsbetrieb Lüdenscheid Herscheid AöR ist ein selbstständiges Unternehmen in der rechtsfähigen Form einer Anstalt des öffentlichen Rechts (AöR), welche zum 01.01.2019 durch den Beitritt der Gemeindewerke Herscheid zum Stadtentwässerungsbetrieb Lüdenscheid – AöR gegründet wurde. Die SELH AöR sorgt für die ordnungsgemäße Abwasserbeseitigung im Entsorgungsgebiet der Gemeinde Herscheid und der Stadt Lüdenscheid. Hierfür baut und betreibt die SELH AöR Abwasseranlagen, die eine unkomplizierte Entwässerung gewährleisten.
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 an. Zudem unterstützt items viele Stadtwerke bei der Digitalisierung von Städten und Regionen.
Redaktionskontakt
items GmbH & Co. KG Andreas Müller Hafenweg 7 48155 Münster Telefon: +49 251 20 83-1124 Mail: a.mueller@itemsnet.de
Die Sicherstellung eines funktionierenden Energiemarktes, welcher nach wettbewerblichen Kriterien funktioniert, ist eine der obersten Prioritäten der europäischen Energieziele. Voraussetzung hierfür sind die gleichen Chancen für alle Marktteilnehmer innerhalb der Energiewirtschaft. Die Lieferung von Energie muss jedem Marktakteur nach den gleichen Regeln möglich sein, um einen Wettbewerb zu ermöglichen bei der jeder Letztverbraucher von marktgerechten Preisen profitiert. Ein Ausnutzen einer Vormachtstellung soll so vermieden werden.
Jedoch gibt es in der Energiewirtschaft mit der Netzinfrastruktur ein Bottleneck, welches bis heute als Monopol von der Marktrolle des Netzbetreibers betrieben wird. Da jeder Strom- und Gaslieferant die Netzinfrastruktur benötigt, um seine Kunden mit Energie beliefern zu können, ist eine neutrale Rolle des Netzbetreibers sicherzustellen, welcher allen Lieferanten die Nutzung des Netzes zu gleichen Bedingungen ermöglicht. Dies gilt gerade dann, wenn der Netzbetreiber in einem integrierten Energieversorgungsunternehmen angesiedelt ist, welcher auch über einen eigenen Lieferanten verfügt. Um eine Bevorzugung des eigenen Lieferanten innerhalb des Konzernverbundes zu verhindern und eine Neutrale Stellung des Netzbetreibers zu gewährleisten wurden die Entflechtungsregeln, in der Branche auch das Unbundling genannt, entwickelt. Aus diesem Grund wollen wir uns in diesem Blogbeitrag mit den Unbundling im Detail beschäftigen und schauen was sich hinter dem Begriff verbirgt:
Grundzüge des Unbundlings
Das Unbundling für den Netzbetrieb besteht insgesamt auf vier Säule der Entflechtung: dem buchhalterischen, dem informatorischen, den operationellen und dem rechtlichen Unbundling. Die Unbundlingvorschriften sind im Detail im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) geregelt und können dort im Detail nachgeschlagen werden. Die Regeln beruhen im Das Unbundling für den Netzbetrieb besteht insgesamt auf vier Säule der Entflechtung: dem buchhalterischen, dem informatorischen, den operationellen und dem rechtlichen Unbundling. Die Unbundlingvorschriften sind im Detail im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) geregelt und können dort im Detail nachgeschlagen werden. Die Regeln beruhen im Kern auf drei Kernzielen der EU zur Einhaltung der Trennung zwischen dem Netz und dem Vertrieb, um einen Wettbewerb innerhalb des Energiemarktes zu ermöglichen.
Daher ist eines der wichtigsten Ziele der EU die Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Netzzuganges bei der jeder Lieferant zu gleichen Bedingungen das öffentliche Stromnetz nutzen kann und über dieselben Informationen verfügt wie jeder andere Lieferant auch. Zusätzlich soll eine Quersubventionierung des Netzbetreibers innerhalb des Konzernverbundes an den eigenen Lieferanten verhindert werden. Eine Besserstellung des eigenen Lieferanten ist so ausgeschlossen. Darüber hinaus dient das Unbundling zur Einhaltung der Transparenzvorschriften der EU, um die notwendige neutrale Rolle des Netzbetreibers prüfen zu können.
1. Unbundlingstufe: die buchhalterische Entflechtung
Die erste Unbundlingstufe stellt die buchhalterische Entflechtung dar. Sie ist geregelt in §6b des Energiewirtschaftsgesetzes. Das buchhalterische Unbundling sieht die Pflicht eines jeden Netzbetreibers zur Führung einer eigenen Buchführung in Form einer eigenen Bilanz und GuV vor. Diese sind jährlich vom Netzbetreiber zu veröffentlichen. Die Maßnahme dient der Überprüfung des Ziels der Quersubventionierung, da so Geldflüsse an den eigenen Lieferanten im Konzern nachvollzogen werden könnten. Auch benötigt der Netzbetreiber eine eigene Bilanz, da sich um sein Vermögen sowie Kosten die Höhe der jährlich zu erhebenden Netzentgelte berechnet.
2. Unbundlingstufe: die informatorische Entflechtung
Die Informatorische Entflechtung sieht eine vollständige Informationstrennung des Netzbetreibers von anderen Marktrollen wie dem Lieferanten vor. Die detaillierte Regelung ist in §6a EnWG zu finden. Die strikte Informationstrennung soll verhindern, dass der eigene Lieferant innerhalb des Konzernverbundes über Informationen verfügt, welche dem eigenen Lieferanten zum Vorteil gereichen. Da der Netzbetreiber über sämtliche Informationen im Netz verfügt, könnte dieser zum Beispiel den Lastgang eines Großkunden dem eigenen Lieferanten bereitstellen, damit dieser ihm ein besseres Angebot als die konkurrierenden Lieferanten machen kann. Um diesen Vorgang zu verhindern erfolgt das informatorische Unbundling.
3. Unbundlingstufe: die operationelle Entflechtung
verstanden. So hat der Netzbetreiber z. B. seine Räumlichkeiten von anderen Teilen des Unternehmens zu trennen. Auch ist es nicht erlaubt, dass Führungspersonal des Netzbetreibers andere Leitungsaufgaben innerhalb anderer Marktrollen des Energieversorgungsunternehmens ausübt. Zur Sicherstellung dieser Regelung hat der Netzbetreiber ein Gleichbehandlungsprogramm zu entwickeln und regelmäßig zu aktualisieren. Die Regelung im Detail findet sich in §7a EnWG.
4. Unbundlingstufe: die rechtliche Entflechtung
Die letzte Unbundlingstufe stellt die rechtliche Entflechtung des Netzbetriebs innerhalb des Energieunternehmens dar. Hierfür ist letzte Unbundlingstufe stellt die rechtliche Entflechtung des Netzbetriebs innerhalb des Energieunternehmens dar. Hierfür ist der Netzbetrieb in eine eigene juristische Rechtsform wie z. B. eine eigene GmbH zu überführen. Die Regelung findet sich in §7 des EnWGs.
Die Unbundling-Regeln der Energiewirtschaft nach dem EnWG (Copyright: Springer Vieweg Verlag)
Wichtige Zusatzinformationen zum Unbundling
Bei der Umsetzung des Unbundling sind einige Besonderheiten zu berücksichtigen. So ist zum Beispiel nicht jeder Netzbetreiber verpflichtet alle vier Stufen des Unbundlings umzusetzen. Grundsätzlich gilt, dass die buchhalterische und informatorische Entflechtung immer anzuwenden ist. Für die operationelle und rechtliche Entflechtung gilt dies jedoch nicht. Eine Entflechtung ist erst verpflichtend, wenn der Netzbetreiber in seiner Strom- oder Gassparte mehr als 100.000 Kunden angeschlossen hat. Die Schwelle von 100.000 Kunden wird als De-Minimis-Regel bezeichnet. Liegt die Zahl der angeschlossenen Kunden an das öffentliche Energieversorgungsnetz darunter, ist die operationelle und rechtliche Entflechtung für den Netzbetreiber freiwillig.
Die Vorschriften des Unbundlings gelten nur für die Sparten Strom und Gas. Eine Entflechtung in den Sparten Wasser und Fernwärme ist rechtlich nicht vorgesehen. Für die Sparte Wasserstoff werden aktuell angepasste Unbundlingvorschriften entwickelt. Für die Überwachung des Unbundlings ist die Bundesnetzagentur (BNetzA) und die zuständigen Landesregulierungsbehörden der einzelnen Bundesländer verantwortlich. Die Regeln des Unbundlings sind die Ursache, dass in der Praxis das Stadtwerk oft in Vertrieb und Netz unterteilt sind. Dem Netzbetrieb sind meist noch der konventionelle Messstellenbetrieb und die Aufgabe des Messdienstleisters zugeordnet. Wenn die Fragen zu diesem Blogbeitrag hast melde dich gerne.
Oft wurde über sie diskutiert: die EEG-Umlage. Vielen Akteuren war sie zu hoch und sie wurde als Preistreiber der Energiewende gesehen, der den deutschen Strompreis zu schnell nach oben schießen ließ und die Wettbewerbsfähigkeit deutscher Unternehmen gefährdete. Aus diesem Grund wurde in den letzten Jahren intensiv über das Auslaufen bzw. die Abschaffung der EEG-Umlage diskutiert. Mit der Coronapandemie wurde zur Entlastung der Letztverbraucher eine Deckelung der EEG-Umlage für die Jahre 2021 und 2022 vorgesehen, um den Strompreis stabil zu halten, da sonst eine Umlagenexplosion stattgefunden hätte. Jetzt, mit der Novellierung des EEG 2023 und des Energie-Umlagen-Gesetzes, soll Mitte 2022 die Abschaffung der EEG-Umlage kommen.
Doch nur weil man die EEG-Umlage in diesem Jahr abschafft, heißt das noch nicht, dass die EEG-Umlage sofort ihre Bedeutung verliert. Da für bestehende und neue EE-Anlagen weiterhin über 20 Jahre ein Förderanspruch besteht, ist vielmehr zu klären, wie und auf welchem Weg die Finanzierung erfolgen soll. Aus diesem Grund wollen wir uns in diesem Blogbeitrag einmal anschauen, wie die Finanzierung der EEG-Umlage nach dem EEG 2023 erfolgen soll. Um jedoch ein besseres Verständnis von der Funktionsweise der EEG-Umlage zu erhalten, werfen wir einen kurzen Blick zurück und schauen uns zuerst den ursprünglichen Finanzierungsmechanismus der EEG-Umlage an:
Der ursprüngliche Finanzierungsmechanismus der EEG-Umlage
Jede EE-Anlage, die in Deutschland die Förderung für die Einspeisung in das öffentliche Stromnetz nach dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) in Anspruch nimmt, muss über die EEG-Umlage mitfinanziert werden. Grob skizziert kann man sich den Erlöspfad des Stroms wie folgt vorstellen:
Die EE-Anlage des Betreibers produziert Strom und speist diesen in das öffentliche Stromnetz ein. Der eingespeiste Strom wird auf dem Energiemarkt verkauft, z. B. an einer Strombörse. Die Vermarktung des Stroms erfolgt entweder durch den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), den Anlagenbetreiber selbst oder durch einen von ihm beauftragten Direktvermarkter. Am Markt erzielt der Betreiber einen Preis für jede produzierte MWh. Erzielt der verkaufte Strom am Markt z. B. einen Preis von 70 € pro MWh und beträgt die garantierte Vergütung über 20 Jahre von 120 € pro MWh, so ergibt sich eine Differenz von 50 € pro MWh. Diese Differenz muss durch die Letztverbraucher am Markt ausgeglichen werden. Hierfür erfolgt die Erhebung der EEG-Umlage, damit der zuständige Netzbetreiber die garantierte Einspeisevergütung gegenüber dem Anlagenbetreiber auszahlen kann.
Die Erhebung der EEG-Umlage erfolgt für jede verbrauchte kWh Strom aus dem öffentlichen Stromnetz, die durch einen nicht-privilegierten Letztverbraucher genutzt wird. Der Betrag ist vom Lieferanten gegenüber dem Letztverbraucher auf seiner Stromrechnung auszuweisen. Sollte der Letztverbraucher von der EEG-Umlage (teilweise) befreit sein, ist von einem privilegierten Letztverbraucher die Rede. Zusätzlich müssen bestimmte Anlagenbetreiber ab einer Leistung von 30 kWPeak ebenfalls einen Teil der EEG-Umlage entrichten. Die Höhe der EEG-Umlage berechnet sich durch die jährliche Differenz sowie zusätzliche Sicherungspuffer, welche die ÜNB jedes Jahr festlegen. Da mit der Abschaffung der EEG-Umlage für Letztverbraucher nun eine wesentliche Säule der Finanzierung der EEG-Umlage wegfällt, muss nun eine alternative Erlösquelle gefunden werden, um die garantierten Zahlungen gegenüber den Anlagenbetreibern zu gewährleisten.
Finanzierungsmodell nach der Abschaffung der EEG-Umlage
Die Novelle des EEG 2023 sieht im Kern zwei Finanzierungsmechanismen vor, wie trotz einer Abschaffung der EEG-Umlage die Zahlung der gesetzlich garantierten Einspeisevergütung sichergestellt werden soll. Zum einen soll die EEG-Umlage durch den CO₂-Preis erhoben werden, der seit zwei Jahren durch das BEHG erhoben wird. Zu einem gewissen Anteil erfolgt die Querfinanzierung durch den nationalen CO₂-Preis bereits heute. Die übrigen finanziellen Mittel, die zur Finanzierung der EEG-Umlage notwendig sind, kommen aus Steuermitteln aus dem Bundeshaushalt.
Die Steuermittel sollen aus dem Sondervermögen des Bundes, dem sog. „Energie- und Klimafond“, sichergestellt werden, § 6 Abs. 1 EnUG. Allerdings haben die ÜNB keinen verbindlichen Anspruch auf staatliche Zuschüsse aus dem Fond, § 6 Abs. 2 EnUG. Für die genaue Höhe der steuerlichen Zuwendung erlässt der Bund zum 20. Oktober eines jeden Jahres einen Erlass, wie hoch die staatlichen Zahlungen wirklich ausfallen. Die Möglichkeit der Einspruchserhebung gegen den Zahlungserlass haben die ÜNB nicht. Sollte die staatliche Zahlung nicht zur vollständigen Finanzierung der EEG-Umlage ausreichen, so haben die ÜNB die Möglichkeit, die EEG-Umlage für nicht-privilegierte Letztverbraucher wieder einzuführen §10 EnUG. Die Höhe der EEG-Umlage ist transparent bis zum 31. Oktober eines Kalenderjahres für das kommende Jahr von den ÜNB zu veröffentlichen; § 11. Bei der Erhebung einer notfalls notwendigen EEG-Umlage hat der ÜNB die Möglichkeit, die EEG-Umlage separat auszuweisen oder in die Netznutzungsentgelte (NNE) mit einzukalkulieren. Außerdem ist für ÜNB und VNB ein Ausgleichssystem zur Finanzierung der Kosten vorgesehen, damit u. a. die VNB die Auszahlung der garantierten Einspeisevergütung leisten können. Die genauen Details sind im Energie-Umlagen-Gesetz zu finden.
Umgang mit Anlagenbetreibern
Im Zuge der Diskussion der Abschaffung der EEG-Umlage war bislang immer nur die Rede von der Abschaffung der EEG-Umlage für Letztverbraucher. Allerdings stellt sich auch die Frage, wie mit Anlagenbetreibern von Anlagen mit einer Leistung größer 30 kWPeak umgegangen wird, die bislang einen Teil der EEG-Umlage für jede eingespeiste kWh zahlen müssen.
Wie mit diesen Bestandsanlagen umgegangen wird, die nach dem alten Recht zur Zahlung der EEG-Umlage verpflichtet sind, regelt das EnUG in § 24. Danach gilt: „Soweit eine EEG-Umlage erhoben wird, sind die §§ 61 e bis § 61 i, § 62 b Absatz 5, § 74 a Absatz 1 und 2, § 104 Absatz 2 und 6 sowie die betreffenden Begriffsbestimmungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezember 2022 geltenden Fassung entsprechend anzuwenden, mit der Maßgabe, dass, soweit sich für eine Strommenge nach den genannten Bestimmungen die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage verringert oder erhöht hätte, für diese Strommenge auch nach diesem Gesetz eine entsprechend verringerte oder erhöhe EEG-Umlage auf die Netzentnahme erhoben wird.“
Dies bedeutet, dass Anlagenbetreiber den Stand des EEG bis zum Jahr 2023 abwarten müssen und erst dann sichergehen können, ob sie weiterhin zur Zahlung der EEG-Umlage verpflichtet sind. Für Neuanlagen, die zwischen dem Osterpaket und der Novellierung des EEGs an das Netz gehen, dürfte die Regelung daher besonders interessant sein und evtl. auch zur Verschiebung des Netzanschlusses führen.
Fazit
Bei genauem Studium des EnUG ist klar zu erkennen, dass von einer vollständigen Abschaffung der EEG-Umlage kaum die Rede sein kann. Zum einen, da eine Zahlung an die Anlagenbetreiber, die eine Förderung nach dem EEG in Anspruch nehmen, weiterhin notwendig ist. Zum anderen, weil überhaupt nicht klar ist, ob für die nächsten Jahre eine staatliche Finanzierung sichergestellt ist. Schon heute beträgt die EEG-Umlage mehr als 25. Mrd. € pro Jahr. Stellt man den Betrag dem staatlichen Sondervermögen gegenüber, dürfte schnell klar werden, dass der Betrag eventuell keine drei Jahre ausreicht. Vor allem, da das Sondervermögen nicht nur zur Finanzierung der EEG-Umlage gedacht ist. Mit steigenden Kosten ist außerdem zu rechnen, wenn die Ausbaupläne des Gesetzgebers deutlich beschleunigt werden sollen und ein zusätzlicher Finanzierungsbedarf für eine höhere Einspeisung aus neuen EE-Anlagen besteht.
Hinzu kommt die Problematik, dass zum aktuellen Zeitpunkt noch überhaupt nicht klar ist, ob der Gesetzgeber das Sondervermögen überhaupt verwenden darf, da die Mittel ursprünglich zur Bekämpfung der Coronapandemie gedacht waren und die Opposition den Gang vor das Bundesverfassungsgericht prüft. Im Worst-Cast-Szenario könnten somit die notwendigen Mittel wegfallen. Die EEG-Umlage müsste wieder erhoben werden, da die Einnahmen aus dem nationalen CO₂-Preis nicht ausreichen und ggf. keine alternativen staatlichen Mittel bereitgestellt werden. Aus politischen und taktischen Gründen ist dann vermutlich damit zu rechnen, dass die ÜNB keine eigene, neue EEG-Umlage erheben werden, sondern die Kosten in den Netznutzungsentgelten verstecken werden, da das EnUG ihnen diese Möglichkeit gibt. Da die Kalkulation der Netznutzungsentgelte nicht transparent veröffentlicht wird, könnten die wirklichen Kosten der EEG-Umlage ggf. nicht auffallen.
Des Weiteren ist mittelfristig mit einem Wegfall der Einnahmen aus dem nationalen CO₂-Preis zu rechnen, da die EU eine Weiterentwicklung des europäischen CO₂-Handels vorsieht. Ob dann noch Mittel aus dem CO₂-Preis in die EEG-Umlage fließen können, bleibt abzuwarten. Hinzu kommt für Anlagenbetreiber größer 30 kWPeak die Ungewissheit, ob weiterhin die Pflicht der Zahlung der EEG-Umlage bestehen bleibt, da im EnUG diese Option noch offengelassen wird. Auf der anderen Seite könnte eine EEG-Umlage auch nicht mehr notwendig sein, wenn sich die Energiepreise weiter auf einem hohen Niveau am Markt entwickeln.
Mit dem Beschluss des Osterpaketes im Juli wurde nun nachträglich ein gesetzlicher Anspruch der ÜNB geschaffen, dass der Staat die EEG-Umlage ausgleichen muss. Dies wurde in dem ersten Entwurf nicht garantiert, der hier im Beitrag thematisiert wurde.
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