Schlagwort: Energiewirtschaft

Stresstest Stromnetze: Deutschland droht die Redispatchlücke

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.

Newsletter abonnieren

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.

Wenn du Fragen oder Anregungen zu diesem Blogbeitrag hast, melde dich gerne. Wenn dir der Beitrag gefallen hat, dann abonniere gerne unseren Blog.

Das Handout zum Stresstest findet ihr hier.

https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Downloads/S-T/20220905-sonderanalyse-winter.pdf?__blob=publicationFile&v=8

Weitere Infos auf der Seite des BMWK:

BMWK – Stresstest zum Stromsystem: BMWK stärkt Vorsorge zur Sicherung der Stromnetz-Stabilität im Winter 22/23

Weitere Informationen zum Thema Energiekrise sind in weiteren Blogbeiträgen zu finden:

Drittes Entlastungspaket: Verhinderung des Erneuerbaren-Energie-Ausbaus?

https://itemsnet.de/itemsblogging/drittes-entlastungspaket-verhinderung-des-erneuerbaren-energien-ausbaus/

Energiewirtschaftlich relevante Daten – Lockerung der SMGW-Pflicht?

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.

Energiewirtschaftlich relevante Daten – Definition

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.

Newsletter abonnieren

Energiewirtschaftlich relevante Daten – SMGW-Einbaupflicht

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“.

Energiewirtschaftlich relevante Daten – Abgrenzung betriebliche Daten

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.

Drittes Entlastungspaket: Verhinderung des Erneuerbaren-Energien-Ausbaus?

Drittes Entlastungspaket: Hintergrund

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!

Newsletter abonnieren

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.

Fazit

Dass eine Entlastung gerade sozial schwächerer Bürger im Bereich der Energie notwendig ist, dürfte vermutlich bei vielen unstrittig sein. Somit ist es richtig, dass die Bundesregierung ein neues Entlastungspaket auf den Weg gebracht hat. Allerdings sollten die Maßnahmen im Einzelnen kritisch betrachtet und diskutiert werden. Mit der Einführung eines Strompreisdeckels für den Basisverbrauch nimmt die Regierung, wie die FAZ es so schön sagte, einen Eingriff am offenen Herzen vor.

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.

Daneben ist die Bundesregierung angehalten, möglichst schnell einen konkreten Entwurf für die Umsetzung der Übergewinnsteuer vorzulegen, um wenigstens für die Investoren Investitionssicherheit zu schaffen. Die Attraktivität, neue Anlage zu bauen und damit das Angebot zu erhöhen, dürfte für den Wirtschaftsstandort Deutschland vermutlich abnehmen. Die Erreichung der Ziele für 2030, die sich aus dem Koalitionsvertrag ergeben, dürfte auf jeden Fall noch sportlicher werden.

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.

Wenn du Fragen oder Anregungen zu diesem Blogbeitrag hast, melde dich gerne. Wenn dir der Beitrag gefallen hat, dann abonniere gerne unseren Blog.

items Digital Sessions: RPA PV-Neuanlagengenerator

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.

Jetzt anmelden

items Digital Sessions

Immer am Puls der Zeit – unsere Digital Session. Innovativ und aufschlussreich stellen wir Ihnen jeden Monat die aktuellen Themen der Versorgungs- und Mobilitätsbranche vor. In einer guten Stunde versorgen wir Sie mit den wichtigsten Informationen und stehen Rede und Antwort zu allen Ihrer Fragen.

Aufzeichnungshinweis:

Damit Sie Veranstaltungen auch im Nachhinein noch einmal anschauen können, wird die Veranstaltung aufgezeichnet.\ Sie werden, zu Beginn, über den Start der Aufzeichnung informiert. Sie haben die Möglichkeit Ihr Video zu deaktivieren, auf diese Weise ist ihr Gesicht nicht zu sehen, falls Sie dies wünschen sollten.

Falls Sie nicht wünschen sollten, dass Ihre Stimme in der Aufzeichnung zu hören ist, schalten Sie bitte Ihr Mikrofon auf stumm.

Die Aufzeichnung wird zum Zweck der Informationsbeschaffung so lange gespeichert, wie kein Widerspruch geäußert wird. Die Aufzeichnungen werden über Microsoft Teams verarbeitet und sind ausschließlich anderen Vereinsmitgliedern zugänglich. Aufzeichnungen werden nicht an Dritte weitergeleitet.

Sie sind nicht verpflichtet, Ihr Videobild, Ihren Audioton oder andere personenbezogene Daten wie einen Klarnamen oder ein Bild von Ihnen zu übertragen. Sofern Sie diese übertragen, erklären Sie sich mit der Aufzeichnung dieser Daten einverstanden.

Diese Einwilligungserklärung ist freiwillig und kann jederzeit mit Wirkung für die Zukunft widerrufen werden. Die Rechtmäßigkeit der, aufgrund der Einwilligung, bis zum Widerruf erfolgten Datenverarbeitung wird durch diesen nicht berührt.

Vernetzt und Nachhaltig Lebensräume entwickeln

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. 

Newsletter abonnieren

Zugang und Tiefgang 

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.  

Wenn du Fragen oder Anregungen zu diesem Blogbeitrag hast, melde dich gerne. Wenn dir der Beitrag gefallen hat, dann abonniere gerne unseren Blog. 

Redispatch 3.0 – Wie geht es weiter?

Nach Redispatch 2.0 kommt Redispatch 3.0

Die Implementierung von Redispatch 2.0 ist gerade erst abgeschlossen, es wird noch an den ein oder anderen Prozessstellschrauben gedreht, da ist bereits die nächste Anpassung auf Redispatch 3.0 in Arbeit.

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.

Newsletter abonnieren

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.

GAIA-X-Infrastruktur für Redispatch 3.0?

Das sich klassische Scada-Systeme nicht für die zukünftigen Anforderungen eignen IoT-Daten in großen Megen zur Steuerung und Prognose zu verarbeiten, schlägt das BMWK als mögliche Alternative die GAIA-X-Infrastruktur als BSI-konforme Lösung vor.

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:)

Wenn du Fragen oder Anregungen zu diesem Blogbeitrag hast, melde dich gerne. Wenn dir der Beitrag gefallen hat, dann abonniere gerne den Blog.

Marktrollenmodell Redispatch 2.0

Das Marktrollenmodell im Redispatch 2.0

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.

Newsletter abonnieren

Lieferant

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.

Wenn ihr also die neuen Beiträge nicht verpassen wollt, abonniert gerne den Blog.

Abschaffung der EEG-Umlage – Wie erfolgt die Umsetzung?

Abschaffung der EEG-Umlage – 1. Juli als Stichtag 

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.  

Newsletter abonnieren

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.   

  • Regulierung darf nicht auf dem digitalen Auge blind werden

    Regulierung darf nicht auf dem digitalen Auge blind werden

    Regulierung darf nicht auf dem digitalen Auge blind werden Die Energiewirtschaft reguliert sich derzeit in eine operative Detailtiefe hinein, die selbst erfahrene Marktakteure vor neue Herausforderungen stellt. Ob Netzpaket, EEG, Gebäudemodernisierungsgesetz oder Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz, um nur einige aktuelle Beispiele zu nennen, der regulatorische Rahmen steht vor einer weiteren Verdichtung. Und unter Zeitdruck. Denn die…

  • Grüngaszukunft oder Feigenblatt? – Auswirkungen des Gebäudemodernisierungsgesetzes auf Gasvertriebe und IT‑Partner

    Grüngaszukunft oder Feigenblatt? – Auswirkungen des Gebäudemodernisierungsgesetzes auf Gasvertriebe und IT‑Partner

    Grüngaszukunft oder Feigenblatt? Auswirkungen des Gebäudemodernisierungsgesetzes auf Gasvertriebe und IT‑Partner Wenn ein Gesetz die Gaswirtschaft gleichzeitig in die Pflicht nimmt, neue Märkte verspricht und alte Gewissheiten infragestellt, lohnt ein zweiter Blick. Das geplante Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG), das zum 30.06.2026 in Kraft treten soll, ist genau ein solcher Fall. Für kommunale Energieversorger und ihre Gasvertriebe ist es…

  • Warum der Rollout intelligenter Messsysteme nicht an der Uhr, sondern an der Kette scheitert (31.03.2026)

    Warum der Rollout intelligenter Messsysteme nicht an der Uhr, sondern an der Kette scheitert (31.03.2026)

    Warum der Rollout intelligente Messsysteme nicht an der Uhr, sondern an der Kette scheitert (31.03.2026) Im März 2026 hat die Bundesnetzagentur angekündigt, Verfahren gegen 77 Messstellenbetreiber zu eröffnen, weil sie den Rollout intelligenter Messsysteme nicht einmal gestartet haben. In der Konsequenz könnte dies Zwangsgelder für die betroffenen Unternehmen bedeuten. Schließlich hätten sie bis Ende des…

Fazit

Mit der Abschaffung der EEG-Umlage endet für die Letztverbraucher die Zahlung der EEG-Umlage, welche perspektivisch durch Steuergelder und Einnahmen durch den nationalen CO2-Handel finanziert werden soll. Allerdings hat der Staat in den nächsten Jahren die Möglichkeit, die Querfinanzierung der EEG-Umlage durch Steuergelder einzustellen, wodurch die EEG-Umlage entweder wieder eingeführt werden kann oder die Kosten über die Netznutzungsentgelte umgelegt werden können.  

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.  

Wenn du Fragen zu dem Blogbeitrag hast, melde dich gerne, ansonsten abonniere gerne unseren Blog.  

Stadtentwässerungsbetrieb Lüdenscheid Herscheid AöR beschließt ihre SAP IT-Prozesse an items zu geben

Systembetriebsoutsourcing

Münster, den 29.06.2022 Aufgrund 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  

Unbundling: Die Entflechtungsregeln der Energiewirtschaft

Unbundling: Hintergrund der Entflechtungsregeln

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.

Newsletter abonnieren

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.

Wenn dir dieser Blogbeitrag gefallen hat, abonniere gerne diesen Blog.

Wenn du mehr über die Grundlagen der Energiewirtschaft erfahren möchtest findest mehr Informationen im Buch Energiewirtschaft für (Quer-)Einsteiger – das 1×1 der Stromwirtschaft

Abschaffung EEG-Umlage – Wie geht es weiter?

Abschaffung EEG-Umlage: Ab Mitte 2022 Realität

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.

Bei Fragen zu diesem Blogbeitrag melde dich gerne, ansonsten abonniere gerne den Blog.

Update (August 2022):

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.

Grünstromtarife: ein Einblick in den Angebotsdschungel der Stromlieferanten

  1. Der ökologische Tarifdschungel
  2. Der Ökostromtarif – der Urvater der Grünstromtarife
  3. Funktionsweise der Grünstromzertifikate
  4. Regionaler Grünstrom
  5. Lokalstrom und Post EEG-Anlagen
  6. Fazit zum Dschungel der Grünstromtarife

Der ökologische Tarifdschungel

Ökostrom-, regionale Strom-, Landstrom- oder Post-EEG-Stromtarife. Wer sich im Netz auf die Suche nach ökologischen Stromtarifen bzw. Grünstromtarifen begibt, findet am Markt unzählige Begriffe und Tarife. Schnell stellt sich hierbei die Frage, welche Anlage fördere ich als Stromkunde eigentlich? Wo liegen die Unterschiede und welches Angebot hat den höchsten ökologischen Mehrwert zur Bekämpfung der CO2-Emissionen?

Aus diesem Grund wollen wir in diesem Blogbeitrag einen Blick auf die historische Entwicklung und Hintergründe der einzelnen Grünstromtarife werfen und erläutern, welche Arten von Anlagen der jeweilige Tarif enthalten kann.

Der Ökostromtarif – der Urvater der Grünstromtarife

Der Ökostromtarif ist der wohl älteste Grünstromtarif und wird wie jeder andere Stromvertrag auch für eine Dauer von 12 oder 24 Monaten abgeschlossen. Wirft man einen Blick in die Details des Stromlieferanten, wie sich der individuelle Strommix zusammensetzt, sieht man schnell die Information 100 % Ökostrom. So weit, so gut. Wir wollen gerne Klarheit schaffen, wie das System der Förderung von Anlagen in Deutschland funktioniert und dass Ökostrom nicht unbedingt Strom aus deutschen EE-Anlagen ist.

EE-Anlagen in Deutschland, die eine EEG-Förderung erhalten, unterliegen dem Doppelvermarktungsverbot. Für Strom aus einer geförderten deutschen EE-Anlage können also keine Grünstromzertifikate ausgestellt werden. Relevant ist das für fast alle EE-Anlagen in Deutschland, mit Ausnahme einiger Wasserkraftwerke, die schon zu alt sind. Die Grünstromzertifikate sind aber zwingende Voraussetzung dafür, dass ein Stromlieferant seinen Strom als Ökostrom verkaufen darf, da er mit diesen Zertifikaten die Herkunft seines Stroms belegen kann. Da Stromlieferanten am deutschen Markt nur geringe Mengen von Ökostrom-zertifiziertem Strom beschaffen können, werden alternative Vorgehensweisen zur Beschaffung von ökologisch zertifiziertem Strom angewandt.

Für einen Ökostromtarif erfolgt die Beschaffung des Stroms in der Regel über die Strombörse oder einen Zwischenhändler. Meist handelt es sich dabei um Graustrom. Bei Graustrom ist die Herkunft des Stroms unbekannt, weswegen ein direkter Vertrieb als Grünstrom nicht möglich ist. Daher beschafft sich der Stromlieferant parallel am Markt Grünstromzertifikate für die Menge des eingekauften Graustroms. Das Grünstromzertifikat stammt hierbei in der Regel von ausländischen Anlagen, wie z. B. norwegischen Wasserkraftwerken, die nicht dem Doppelvermarktungsverbot unterliegen. In der Regel werden die Zertifikate für diese Anlagen als Mitnahmeeffekt ausgestellt, da der Strom sowieso, also auch ohne die Grünstromzertifikate produzieren wird.

Das hat zur Folge, dass kaum eine EE-Anlage in Deutschland mit dem Ökostromtarif gefördert wird. Zusätzlich haben einige Versorger in der Vergangenheit den EEG-Anteil am allgemeinen Strommix in den Ökostromtarif eingerechnet, um sich den Kauf der Zertifikate zu sparen. Dieses Vorgehen verbietet der Gesetzgeber jedoch ab dem Jahr 2022, da einige Versorger ihren Strommix dadurch um über 50 % grün-waschen konnten.

Funktionsweise der Grünstromzertifikate

Wie bereits erläutert, ist das Zertifikatsmanagement für den Vertrieb von Grünstromtarifen entscheidend. Die Zertifikate belegen die Produktion von Grünstrom aus einer bestimmten Anlage innerhalb eines Jahres. Die gesetzliche Grundlage stellt hierfür die Herkunftsnachweisregisterverordnung (HkNDV) dar. Bei dem Herkunftsregister handelt es sich um eine elektronische Datenbank, in der die Ausstellung inländischer Herkunftsnachweise (HKN), die Anerkennung ausländischer Herkunftsnachweise sowie die Übertragung und die Entwertung in- und ausländischer Herkunftsnachweise registriert werden.

Um also an ein Grünstromzertifikat zu gelangen, muss der Betreiber seine EE-Anlage registrieren. Befindet sich die Anlage nicht in der EEG-Förderung, hat der Anlagenbetreiber die Möglichkeit, für seine Anlage Grünstromzertifikate in Abhängigkeit von der Produktionsleistung zu erhalten. Im juristischen Sinne handelt es sich bei dem Grünstromzertifikat um ein Herkunftsnachweis. Das Zertifikat selbst ist „ein elektronisches Dokument, das ausschließlich dazu dient, gegenüber einem Letztverbraucher im Rahmen der Stromkennzeichnung nach § 42 Absatz 1 Nr. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes nachzuweisen, dass ein bestimmter Anteil oder eine bestimmte Menge des Stroms aus erneuerbaren Energien erzeugt wurde“; § 3 Nr. 29 EEG.

Nach erfolgreicher Registrierung der EE-Anlage erfolgt die Ausstellung der Herkunftsnachweise in Abhängigkeit von der Erzeugung in MWh. Der HKN wird dem Anlagenbetreiber auf seinem Konto gutgeschrieben. Dieser kann vom Anlagenbetreiber am Markt veräußert und z.B. von einem Stromlieferanten für seinen Ökostromtarif gekauft werden. Der HKN wird anschließend dem Konto des Lieferanten gutgeschrieben. Bei Lieferung des Stroms an den Endkunden erfolgt dann eine Entwertung des HKN in Höhe der gelieferten Strommenge. Somit handelt es sich bei Ökostrom vor allem um eine Bilanzierung von Strom, bei der HKN mit Strommengen kombiniert werden.

Regionaler Grünstrom

Bei regionalem Grünstrom handelt es sich um eine Weiterentwicklung des Ökostromtarifs, bei der auch EE-Anlagen innerhalb der EEG-Förderung aus Deutschland teilnehmen können. Dafür wurde die gesetzliche Grundlage mit der EEG-Novelle von 2014 und dem Auslaufen des Grünstromprivilegs § 33b Nr.2 EEG 2012 gelegt. Hierbei konnten Großhändler abseits der Strombörse den Strom aus EE-Anlagen direkt vermarkten, sofern die Produktion und der Verbrauch zeitlich gekoppelt waren.

Mit dem regionalen Grünstromtarif wurde nun eine Alternative geschaffen. Es sollen vor allem die Anlagen gefördert werden, die sich in räumlicher Nähe zum Verbraucher befinden. Dabei können Anlagen, die sich in maximal 50 km Entfernung vom Verbraucher und in der geförderten Direktvermarktung nach dem EEG befinden, ein regionales Grünstromzertifikat beantragen. Die Entfernungsberechnung erfolgt über die Postleitzahl. Die Höhe des regionalen Grünstroms ist dabei auf die maximale Höhe des EE-Anteils am deutschen Strommix begrenzt. Dies bedeutet bei einem EE-Anteil von 50 %, dass der regionale Grünstromtarif zu 50 % aus Strom mit einem regionalen Grünstromzertifikat sowie zu 50 % aus Ökostrom-zertifiziertem Strom, entsprechend oben dargestelltem Prinzip, besteht.

Durch den regionalen Grünstromtarif hat der Stromlieferant nun die Möglichkeit, auch geförderte EE-Anlagen in der räumlichen Nähe des Kunden mit in den Tarif aufzunehmen, was bei einem Ökostromtarif bislang nicht ging. Durch die regionalen Grünstromzertifikate, die der Anlagenbetreiber erhält, findet auch eine aktive Förderung der lokalen Erzeugungsstruktur statt.

Lokalstrom und Post-EEG-Anlagen

Genauso häufig wie das Wort regionaler Grünstrom taucht auch der Begriff Lokalstrom am Markt auf. Auch wenn die Begriffe lokal und regional doch sehr ähnlich sind, handelt es sich im Kern doch um zwei vollständig verschiedene Grünstromtarife. Bei einem regionalen Grünstromtarif handelt es sich immer um zertifizierten regionalen Grünstrom nach dem EEG (siehe vorheriges Kapitel), während es sich bei dem Begriff Lokalstrom um einen nicht geschützten Markennamen handelt.

Der angebotene Lokalstrom kann dabei in der Regel in zwei Kategorien eingeordnet werden: Die erste Möglichkeit ist das Angebot eines klassischen Ökostromtarifs (siehe oben). Bei der zweiten Möglichkeit kann es sich um die Vermarktung von sog. Post-EEG-Strom handeln.

Unter dem Begriff Post-EEG-Anlagen werden Erzeugungsanlagen verstanden, die aus der EEG-Förderung gefallen sind, weswegen eine Zertifizierung als regionaler Grünstrom nicht mehr möglich ist. Dieser Strom kann jedoch vom Erzeuger oder Direktvermarkter als Grünstrom (beachte den Unterschied zwischen regionalem Grünstrom und Grünstrom) zertifiziert und vom Lieferanten eingekauft und verkauft werden, da keine EEG-Förderung mehr besteht. Durch die Zunahme von Anlagen, die aus der Förderung fallen, ist dieses Vorgehen der Lieferanten immer häufiger am Markt zu beobachten.

Dem Endkunden hilft es bei diesen Tarifen immer, einen Blick in die Details des Energieliefervertrags zu werfen oder sich beim örtlichen Versorger zu erkundigen, welche Post-EEG-Anlagen in dem Lokalstromtarif enthalten sein könnten bzw. ob überhaupt Strom aus Post-EEG-Anlagen vor Ort aufgenommen wurde.

  • Regulierung darf nicht auf dem digitalen Auge blind werden

    Regulierung darf nicht auf dem digitalen Auge blind werden

    Regulierung darf nicht auf dem digitalen Auge blind werden Die Energiewirtschaft reguliert sich derzeit in eine operative Detailtiefe hinein, die selbst erfahrene Marktakteure vor neue Herausforderungen stellt. Ob Netzpaket, EEG, Gebäudemodernisierungsgesetz oder Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz, um nur einige aktuelle Beispiele zu nennen, der regulatorische Rahmen steht vor einer weiteren Verdichtung. Und unter Zeitdruck. Denn die…

  • Grüngaszukunft oder Feigenblatt? – Auswirkungen des Gebäudemodernisierungsgesetzes auf Gasvertriebe und IT‑Partner

    Grüngaszukunft oder Feigenblatt? – Auswirkungen des Gebäudemodernisierungsgesetzes auf Gasvertriebe und IT‑Partner

    Grüngaszukunft oder Feigenblatt? Auswirkungen des Gebäudemodernisierungsgesetzes auf Gasvertriebe und IT‑Partner Wenn ein Gesetz die Gaswirtschaft gleichzeitig in die Pflicht nimmt, neue Märkte verspricht und alte Gewissheiten infragestellt, lohnt ein zweiter Blick. Das geplante Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG), das zum 30.06.2026 in Kraft treten soll, ist genau ein solcher Fall. Für kommunale Energieversorger und ihre Gasvertriebe ist es…

  • Warum der Rollout intelligenter Messsysteme nicht an der Uhr, sondern an der Kette scheitert (31.03.2026)

    Warum der Rollout intelligenter Messsysteme nicht an der Uhr, sondern an der Kette scheitert (31.03.2026)

    Warum der Rollout intelligente Messsysteme nicht an der Uhr, sondern an der Kette scheitert (31.03.2026) Im März 2026 hat die Bundesnetzagentur angekündigt, Verfahren gegen 77 Messstellenbetreiber zu eröffnen, weil sie den Rollout intelligenter Messsysteme nicht einmal gestartet haben. In der Konsequenz könnte dies Zwangsgelder für die betroffenen Unternehmen bedeuten. Schließlich hätten sie bis Ende des…

Fazit zum Dschungel der Grünstromtarife

Mittlerweile haben Stromlieferanten unterschiedliche Möglichkeiten, Ökostrom über verschiedene Grünstromtarife zu vermarkten. Geht es dem Endkunden vor allem darum, einfach nur zertifizierten Grünstrom einzukaufen, reicht ein Ökostromtarif im klassischen Sinne vollständig aus. Hier hat der Kunde zumindest noch Möglichkeiten, zwischen unterschiedlichen Qualitäten von Zertifikaten zu wählen. So setzen einzelne Versorger ausschließlich auf Strom aus Wasserkraft von Anlagen, die in Deutschland errichtet wurden. Meist handelt es sich jedoch um Anlagen aus dem Ausland.

Ist dem Endverbraucher vor allem die Förderung der lokalen Energiewende wichtig, sind Alternativen wie regionale Grünstromtarife gefragt. Hier hat der Kunde eine zertifizierte Sicherheit, dass ein Mindestanteil des Stroms aus lokalen Anlagen stammt. Um die Qualität des regionalen Grünstromtarifs zu erhöhen, haben Lieferanten auch die Möglichkeit, den restlichen Anteil aus Post-EEG-Anlagen vor Ort zu decken, deren Grünstrom zertifiziert wird. Eine Pflicht zur Einbindung von Post-EEG-Anlagen besteht jedoch nicht.

Ob der gleiche Mehrwert zur Förderung der lokalen Energie auch bei Lokalstromtarifen besteht, ist jeweils im Detail zu prüfen, da es sich nicht um einen geschützten Begriff handelt. Theoretisch könnte man sogar Strom aus lokaler Kohleenergie nutzen. Wenn der Lokalstromtarif größtenteils aus lokalen Post-EEG-Anlagen, in Kombination mit einem Herkunftsnachweis besteht, und damit ein Abschalten der ausgeförderten Anlage trotz Funktionsfähigkeit verhindert werden kann, stellt auch dieser Tarif eine sinnvolle Alternative zum regionalen Grünstromtarif dar.

Bei Fragen zu diesem Blogbeitrag meldet euch gerne. Wenn euch der Artikel gefallen hat, abonniert gerne unseren Blog.

Stromverbrauchsprognosen: Das Mittel gegen steigende Energiepreise

Steigende Energiepreise mit Insolvenzen von Energielieferanten und sogar die erste Geschäftsaufgabe eines Grundversorgers haben die Branche in Aufruhr versetzt. Selbst die Politik lässt das Thema nicht kalt, weswegen auf europäischer Ebene unterschiedlichste Maßnahmen diskutiert werden, um die finanziellen Auswirkungen auf die Bürger zu begrenzen. Einige europäische Staaten warten nicht mehr ab und setzen bereits jetzt erste Ad-hoc-Maßnahmen um, um die steigende wirtschaftliche Belastung der Bürgerinnen und Bürger zu begrenzen.

Für den sich schon heute im Wettbewerb befindenden Energielieferanten, der mit sinkenden Margen zu kämpfen hat, bedingen die steigenden Energiepreise nun eine erhöhte Komplexität in der Beschaffung, weswegen die Zuverlässigkeit der eigenen Stromprognose zunehmend an Bedeutung gewinnt. Eine zuverlässige Prognose bedeutet in diesem Zusammenhang, den Einkauf überflüssiger oder kurzfristig zu beschaffenden Strommengen zu überhöhten Preisen zu vermeiden und Planungssicherheit für den Vertrieb zu schaffen.

Die primären Beschaffungskosten, die für den Energielieferanten den volatilsten Teil des Gesamtstrompreises ausmachen, sollen auf Basis kurzfristiger sowie langfristiger Stromverbrauchsprognosen verbessert werden. Die kurzfristige Stromprognose fokussiert sich auf die kurzfristigen Preis- und Bedarfsschwankungen am Day-Ahead-Markt, während sich die langfristige Prognose mehr mit den zukünftigen Einflüssen des Marktes, wie z. B. den Auswirkungen verschärfter Klimaziele, auf den langfristigen Strombedarf beschäftigt. Da letzteres deutlich schwieriger zu prognostizieren ist, wollen wir in diesem Blogbeitrag den Fokus auf die kurzfristige Stromverbrauchsprognose legen, die Energielieferanten heute einsetzen, um ihre Planungen am Day-Ahead-Markt zu optimieren. Wir gehen auf den Aufbau von Prognose-Algorithmen ein und zeigen, welche Datenbasis erforderlich ist.

Prognosen für den Day-Ahead-Markt

Die unterschiedlichen Handelsfristen an den Strommärkten ermöglichen es den Marktteilnehmern, durch eine genaue Prognose des Strombedarfs in ihrem Versorgungsgebiet und daraus abgeleiteten Handlungen, die Beschaffungspreise zu senken. Insbesondere im Bereich der Day-Ahead-Auktionen (EXAA und EPEX Spot) gibt es ein enormes Potenzial, die benötigte Ausgleichsenergie frühzeitig zu erwerben und Kosten im Day-After-Handel zu minimieren.

Maschinelles Lernen (ML) – das Update mit Potenzial

In Zeiten nie da gewesener Rechenleistungen bieten sich für die Prognose Machine-Learning-Algorithmen an, die mit Hilfe historischer Daten in kurzer Zeit passgenaue mathematische Modelle erzeugen, diese (kreuz-)validieren, eine (a priori-)Fehlerabschätzung geben können und dabei eine Vielzahl weiterer Daten berücksichtigen. Diese Weiterentwicklungen der klassischen Regressionsverfahren bieten eine potenziell höhere Prognosegenauigkeit und bessere Resilienz gegen Abweichungen in den Eingabewerten als zum Beispiel Wetterprognosen, die naturgemäß fehlerbehaftet sind.

Ein weiterer Vorteil der ML-Algorithmen ist die Objektivität. Während Menschen dazu tendieren, beim Handeln mit jeglichen Anlagegütern in Panik zu geraten (neumodern: FOMO oder FUD) oder gewisse Signale überzubewerten, sind ML-Algorithmen gegen diese Phänomene immun und treffen ihre Entscheidungen auf Basis rationaler Korrelationskoeffizienten. Dies heißt allerdings nicht, dass ein solcher ML-Algorithmus immer jede menschengemachte Prognose übertreffen muss, da dieser seine Informationen nur aus dem historischen Datensatz bezieht und nur die externen Quellen hinzuziehen kann, die ihm auch zugeführt werden und die auch in den historischen Daten abgebildet sind.

Daher kann diese Form der künstlichen Intelligenz das Portfoliomanagement natürlich nicht gänzlich ersetzen, aber eine essenzielle Entscheidungshilfe leisten, um die letzten Prozentpunkte der Prognosegenauigkeit einzusammeln. In Zeiten der gemäßigten Energiepreise war die Amortisation einer solchen Ergänzung eventuell nur langwierig bis mittelfristig absehbar. Mit zunehmender Verfügbarkeit, geringeren Kosten von hohen Rechenkapazitäten und dem beschleunigten Ansteigen der Energiekosten hat sich der Break-Even-Point aber bereits jetzt absehbar nach vorn verschoben. Darüber hinaus liegen viele Vorteile in der Automatisierung des Planungsprozesses, wie der sehr schnellen Anpassung der Modelle an Markt- und Verhaltensänderungen durch ein permanentes Weiter- bzw. Neulernen.

Konzeption und Umsetzung

In der Praxis hat sich eine Konzeptionsphase (PoC = Proof of Concept) etabliert, in der dem Dienstleister ein historischer Datensatz zur Verfügung gestellt wird. Nach Bereinigung und Analyse der Daten erfolgt ein (automatisierter) Austausch der bisherigen Prognosen und der durch den ML-Algorithmus erstellen Vorhersagen. Dies bietet beiden Seiten die Möglichkeit festzustellen, ob eine Verbesserung der Prognose vorliegt und ob eine vorher festgelegte Kennzahl (KPI = Key Perfomance Indicator) erreicht wird. Hierbei ist zu beachten, dass es gerade in der Frühphase noch zu Schwankungen durch Fehler bei Datenübertragungen oder Fehlinterpretation von Fehl- oder Statuswerten kommen kann. Bei Erreichen der vordefinierten Ziele ist ein fließender Übergang in den Live-Betrieb und eine Tiefenintegration in die bisherigen Bestandssysteme möglich.

Weiterentwicklung und Ausblick

Der Übergang in den Live-Betrieb bedeutet bei Weitem noch nicht das Ende des Entwicklungsvorgangs. Um neue Entwicklungen im Energiemarkt (z. B. durch Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder Inkrafttreten neuer Regelungen, Fortschritt der Netzinfrastruktur, Auswirkungen der Corona-Pandemie) abzubilden, müssen stetig neue Datenquellen angebunden werden. Des Weiteren sind auch aktuelle Entwicklungen in technologischer Hinsicht zu berücksichtigen, da es nicht den einen ML-Algorithmus gibt, der alles kann, sondern eher einen ganzen Zoo mit mehr oder weniger artverwandten Evolutionsstufen.

Diese Live-Updates werden per CI/CD (Continuous Integration/Continuous Deployment) während des laufenden Betriebs eingespielt und beeinflussen diesen in der Regel nicht. So können Synergieeffekte erzeugt werden, die allen Anwendern nutzen.

Anforderungscheckliste: für den PoC

  • Historische Stromverbrauchsdaten mit Statuswerten auf 15-Minuten- oder Stundenbasis, aggregiert auf Vermarktungsgebiete oder als Einzelzeitreihen über einen Zeitraum von mindestens 2-3 Jahren
  • Tägliche Exporte der Stromverbrauchsdaten mit Statuswerten auf 15-Minuten- oder Stundenbasis (übereinstimmend mit dem Zeitintervall der historischen Daten) per .csv und E-Mail oder über alle anderen standardisierten Schnittstellen (z. B: REST API) müssen möglich sein
  • Falls möglich: Angaben zu Standorten der Abnehmer (Postleitzahl oder Bundesland)
  • Auf Wunsch eigene Wetterdaten mit Wetterprognosen (nur in Kombination)
  • Angabe eines Zeitpunktes, zu dem die Prognose ausgeliefert werden soll
  • Angabe, wie die Prognose ausgeliefert werden soll (Schnittstelle, Datenbank, E-Mail)
  • Aktuelle Prognosegenauigkeit (z. B. 90-92% mittlere prozentuale betragsmäßige Abweichung oder absolute betragsmäßige Abweichung) und exakte Berechnungslogik
  • Gewünschte Prognosegenauigkeit (z. B. 93-95% prozentuale betragsmäßige Abweichung) mit derselben Berechnungslogik

Rückbau und Recycling von EE-Anlagen – Was ist zu beachten?

22 Jahre EEG – Zeit über das Recycling von EE-Anlagen zu sprechen

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geht nun im Jahr 2022 in das 22. Lebensjahr. Die Energiewende selbst ist längst kein neues Phänomen mehr, sondern ein kontinuierlicher Prozess, welchen wir seit über zwei Dekaden beschreiten. Mit ihr ist das Ziel einer nachhaltigen, effizienten und umweltfreundlichen Energiepolitik verbunden. Dabei liegt das Augenmerk meist auf der reinen regenerativen Energieerzeugung oder der gesamten CO2-Bilanz einer Erneuerbaren-Energien-Anlage (EE-Anlage). Doch wie bei allen Anlagen, ob konventionell oder erneuerbar, hat jede Erzeugungsanlage eine maximale Lebensdauer. So auch eine EE-Anlage.

Da in Deutschland die ersten EE-Anlagen mit dem Auslaufen aus der EEG-Förderung ihrer maximalen Lebensdauer immer näherkommen, stellt sich die Frage, wie ein Rückbau und Recycling von EE-Anlagen funktioniert bzw. was technisch möglich ist. Da der Aspekt des Recyclings in der öffentlichen Diskussion größtenteils noch eine untergeordnete Rolle spielt, die mit der Zunahme des Rückbaus von EE-Anlagen jedoch zunehmen wird, wollen wir in diesem Blogbeitrag einmal betrachten, welche Regeln u. a. für Windkraftanlagen gelten und wie ein Rückbau funktioniert. Instandhaltungs- und Wartungsprozesse, welche die Lebensdauer verlängern und somit eine wesentliche Basis für eine gute Ökobilanz von EE-Anlagen sind, sollen in diesem Blog weniger thematisiert werden. 

Rückbau von EE-Anlagen – Welche Rechtsvorschriften gelten?

Zum aktuellen Zeitpunkt existiert in Deutschland kein zentrales, einheitliches Gesetz bzw. keine Verordnung, die sich mit dem Rückbau von EE-Anlagen beschäftigt. Vielmehr ist eine Vielzahl von Vorschriften in unterschiedlichsten Gesetzen zu finden. Hiermit sind auch unterschiedliche Anforderungen an die Komplexität des Rückbaus und des Recyclings von Anlagen verbunden. Die Entsorgung von Photovoltaik-Modulen ist relativ einfach, in Gegensatz zu Windkraftanlagen. PV-Anlagen unterliegen den allgemeinen Anforderungen der Elektroaltgerätesammlung. Somit ist die Entsorgung einer PV-Anlage rechtlich nicht komplizierter als die einer Waschmaschine.

Für Windkraftanlagen gilt dies nicht. Vielmehr sind eigene Rückbau- und Recyclingkonzepte erforderlich. Diese können jedoch nicht standardmäßig aus der Schublade genommen werden. Stattdessen fordert das Bundesemissionsschutzgesetz, auf die Diversität der Anlagen und deren Umfeld Rücksicht zu nehmen, sodass ein maßgeschneidertes Rückbaukonzept erforderlich ist.

Rückbau von Windkraftanlagen – Worauf ist zu achten?

Rückbauanzeige und Stilllegung

Der Rückbau von Windkraftanlagen erfolgt in einem mehrschrittigen Prozess. Sofern ein Rückbaukonzept vom Betreiber der Anlage erfolgreich erstellt wurde, ist eine Rückbauanzeige der Anlage zu stellen. Hierfür ist die Baubehörde vor Ort zu informieren. Gleichzeitig ist eine Abmeldung im Marktstammdatenregister erforderlich. Im nächsten Schritt erfolgt eine Stilllegung der Anlage, bei der die Windkraftanlage vom öffentlichen Netz getrennt wird. Die Trennung hat durch schaltberechtigtes, qualifiziertes Personal zu erfolgen.

Trockenlegung

Nach der Stilllegung erfolgt die Trockenlegung der Windkraftanlage. Hierfür sind alle Getriebe- und Altöle, Fette, Schmierfette etc. zu entfernen und nach der Altölverordnung zu entsorgen. Der Austritt von Ölen und Flüssigkeiten in die Umwelt ist zu vermeiden. Da Schaltanlagen oft Schwefelhexafluorid enthalten, darf die Entsorgung nur durch qualifiziertes Personal nach der Chemikalien-Klimaschutzverordnung erfolgen. Ebenso sind die Anforderungen der EU-Verordnung für fluorierte Treibhausgase einzuhalten. Außerdem sind die Vorschriften der DIN EN 60480 einzuhalten sowie die freiwillige Selbstverpflichtung der Hersteller und Betreiber von elektrischen Betriebsmitteln größer 1 kV.

Demontage der Rotorblätter

Nach erfolgreicher Trockenlegung beginnt die Demontage mit der Entfernung der Rotorblätter. Der Abbau der Rotorblätter kann einzeln oder gesamt erfolgen (Einzelblattdemontage vs. Sterndemontage). Die weitere Zerlegung der Rotorblätter erfolgt am Boden und ist abhängig von der Art des Recyclings der Rotorblätter. Da die Rotorblätter jedoch aus unterschiedlichen Materialien bestehen, erfolgt die Zerlegung der Rotorblätter vor Ort so, dass sämtlicher Sägestaub, staubkontaminiertes Kühlwasser etc. aufgefangen werden, um ein Entweichen in die Umwelt zu verhindern.   

Rückbau des Turms

Die Art und Weise beim Rückbau des Turms einer Windkraftanlage hängt von der Art des Turms ab. Bei Stahl- oder Gittertürmen ist eine schrittweise Demontage mittels Krans möglich. Gleiches gilt für Betonhybridtürme, wobei im Notfall auch eine Sprengung des Turms in Betracht kommen kann. Ebenfalls ist ein klassischer Abriss des Turms möglich, wobei die schrittweise Demontage den Standardfall darstellt, da unnötiger Lärm und Staub für Mensch und Umwelt vermieden werden kann.  

Demontage des Fundaments

Das Umweltbundesamt empfiehlt eine vollständige Entsorgung, die in der Regel über Lossprengungen und Abgraben erfolgt. Die entstandene Grube ist mit standorttypischem Boden zu füllen. Das Ergebnis soll eine uneingeschränkt nutzbare Fläche nach § 35 Abs.5 BauGB sein.

6. Kranstellflächen, Zuwegungen und Kabeltrassen

Nachdem die Rotoren, der Turm und das Fundament verschwunden sind, erfolgt die Entsorgung aller nicht mehr notwendigen Kabel und Leitungen. Die Zufahrtswege und Kranstellflächen können renaturiert werden.

Recycling von Windkraftanlagen – Worauf ist zu achten?

Der Rückbau Windkraftanlage ist eine wichtige Voraussetzung, um ein bestmögliches Recycling zu gewährleisten. Nach dem heutigen Stand der Technik sind jedoch noch nicht alle Probleme gelöst, die für das vollständige Recycling einer Windkraftanlage erforderlich sind. Ausgangsbasis ist eine sorgfältige Trennung sämtlicher Materialien. Hierzu zählen vor allem Kupfer, Aluminium, Stahl, Beton, Elektroschrott, seltene Erden und PVC.

So ist beim Fundament beispielsweise darauf zu achten, dass Stahl und Beton voneinander getrennt werden. Der Betonstahl kann u. a. für neuen Betonstahl verwendet werden oder für Betonbruch, der wiederum für neue Windkraftanlage eingesetzt werden kann. Die Entsorgung des Stahls erfolgt unter Beachtung der Stahlschrottsortenliste. Elektroschutt kann hingegen von Sekundärkupferhütten verarbeitet werden. Da die größte Masse eines Windrades Beton und Stahl ausmachen, können diese Stoffe bei einer Trennung gut verwertet werden.

Eine Herausforderung ist jedoch die Entsorgung der Rotoren. Diese bestehen aus Faserverbundwerkstoffen und müssen in Glas- und Carbonfaser-verstärkte Kunststoffe getrennt werden. Glasfaser-verstärkte Kunststoffe können teilweise als Ersatzbrennstoffe energetisch verwertet werden, während Carbonfaser-verstärkte Kunststoffe der spezialisierten Faserrückgewinnung zugeführt werden sollten. Das Vergraben von Rotoren im Erdreich, um sich ein aufwendiges Recycling zu sparen, ist in Deutschland seit 2005 verboten. Außerdem enthält ein Rotorblatt etwa 15 kg Balsaholz, das aufgrund seiner Eigenschaften enorm leicht und druckfest ist. Somit eignet es sich ideal, um als Stützelemente für die Rotoren verwendet zu werden. Da zum aktuellen Zeitpunkt eine Abtrennung durch den eingesetzten Klebstoff nicht möglich ist, wird das Holz mit den Kunststofffasern mit verbrannt. Erste Ansätze zur Abtrennung des Balsaholzes existieren allerdings schon.

In den nächsten Jahren kann mit einer Zunahme von Recycling von Windkraftanlagen gerechnet werden. Da sich diese als äußerst kompliziert erweist, hat das Bundesumweltministerium 2019 eine Studie durchgeführt, um die Kapazitäten der Entsorgung zu untersuchen. Das Ergebnis ist, dass die Kapazitäten unserer Entsorgung vermutlich nicht ausreichend für das Recycling von Windkraftanlagen sind und noch Ausbaubedarf aufweisen.

Anmerkung

Die Idee für den Blogbeitrag entstand im Rahmen des items-Projekts ÖKOPROFIT zur Verbesserung des eigenen Nachhaltigkeitsmanagements. Es kam die Frage auf, wie eigentlich das Recycling von EE-Anlagen funktioniert. Inwieweit alle Recyclingempfehlungen in der Praxis tatsächlich umgesetzt werden, konnten wir für diesen Blogbeitrag nicht recherchieren. Stattdessen haben wir uns an den Empfehlungen des Umweltbundesamtes orientiert.

Bei Fragen und Anregungen zu unserem Blogbeitrag könnt ihr euch jederzeit melden. Ansonsten empfehlt unseren Blog gerne weiter oder abonniert ihn, um keine neuen Beiträge zu verpassen.

Erdgascomeback durch die Energiewende im Jahr 2030 – Ein Blick in die Glaskugel

Koalitionsvertrag – ein Energiepreistreiber oder sinnvolle Rahmenbedingung?

Die Themen Energieknappheit und steigende Preise haben die Energiewirtschaft auf der Lieferantenebene ordentlich durcheinandergewirbelt. Im Wochentakt sind in den Medien Meldungen von Gas- und Stromlieferanten zu lesen und die Stimmen aus der Branche mehren sich, dass die Preisexplosion der vergangenen Monate an den Börsen nicht spurlos an der Marktrolle des Lieferanten und auch der Branche gesamt vorbeigehen wird. Umso interessanter ist es daher, einen Blick nach vorne zu wagen und sich die Frage zu stellen, ob es sich bei der Entwicklung im letzten Jahr um einen einmaligen Jahreseffekt handeln könnte oder uns langfristig hohe Energiepreise an der Börse drohen.

Zwar sind Energiepreise schwer kalkulierbar, da eine Vielzahl von Faktoren und psychologische Entscheidungen des menschlichen Individuums eine Rolle spielen, jedoch könnte der Koalitionsvertrag der Ampelkoalition vom Dezember 2021 einen möglichen Hinweis darauf geben, welche Energieträger maßgeblich den Strompreis beeinflussen könnten. Hierbei dürfte eine wesentliche Fragestellung sein, ob ein ausreichendes Angebot an elektrischer Energie gegeben ist, um die Nachfrage am Markt abzudecken. Ausschlaggebender Faktor dürfte hier die Menge der erzeugten Arbeit und somit weniger die installierte Leistung der Erzeugungsanlagen sein. Die Gesamterzeugungsleistung setzt sich dabei aus der bereits vorhandenen Leistung, den geplanten abzuschaltenden Erzeugungsleistungen sowie den bis 2030 neu zu errichtenden Leistungen zusammen. Aus diesem Grund wollen wir uns in diesem Blogbeitrag genauer mit den künftigen Ausbauzielen des Koalitionsvertrags beschäftigen und was diese für die Energiewirtschaft hinsichtlich des Strommixes und möglichen Auswirkungen auf den Energiepreis bedeuten könnten. Wir können zwar auch hier nur in die Glaskugel schauen, trotzdem soll der Blogbeitrag einmal den Blick über den Tellerrand werfen und potenzielle Fragestellungen aufzeigen.

Die Rahmenbedingungen: Abschalt- und Ausbauziele bis 2030

Insgesamt hat sich die neue Regierung ein sportliches Ziel mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2030 gesetzt. Ausgangspunkt ist eine Anhebung der Strombedarfsprognose auf ca. 680-750 TWh bis zum Jahr 2030. Diese ergibt sich aus der zunehmenden Elektrifizierung des Energiemarktes. Durch die Anhebung steigt der Bedarf der absolut zu installierenden regenerativen Erzeugungsleistung an. Gleichzeitig wird das Ausbauziel für Erneuerbare Energien von 60 % auf 80 % angehoben sowie am Atomausstieg festgehalten. Sofern möglich soll außerdem der Kohleausstieg auf 2030 vorgezogen werden. Das Delta soll möglichst durch Erdgaskraftwerke gedeckt werden.

Die zu installierende regenerative Leistung soll nach den Plänen der Regierung größtenteils durch Windkraft- und PV-Anlagen gedeckt werden. Biomasse, Wasserkraft und Geothermie spielen eine untergeordnete Rolle. Um das Ziel von 80 % EE bis 2030 zu erreichen, ist nach Angaben des Koalitionsvertrags eine PV-Leistung von ca. 200 GW erforderlich. Parallel sollen die ausgewiesenen Flächen für On-Shore-Windkraftanalagen zum jetzigen Zeitpunkt verdoppelt werden (2 % der Landesfläche). Da aktuell eine PV-Leistung von ca. 55 GW installiert ist, bedeutet dies einen Ausbau von 150 GW bis 2030. Durch die Verdopplung der Flächen für Windkraftanlagen ist auch hier eine Verdopplung der Erzeugungsleistung anzunehmen. Somit steht der Energiewirtschaft eine immense Herausforderung bevor. Es geht darum, Erzeugungskapazitäten auszubauen, eine höhere Nachfrage zu decken, den Rückgang des EE-Anteils von 2021 am deutschen Strommix wieder zu kompensieren und die geplanten Ausstiege aus der Kohle- sowie Kernenergie zu substituieren.  

Erdgas-Comeback als mögliches Szenario

Legt man die Ausstiegs- und Ausbauziele auf eine zeitliche Achse bis 2030 ergibt sich ein sportliches Ausbauszenario. Denn wir müssten in knapp der Hälfte der Zeit als bislang angenommen den Ausbau der PV-Leistung verdreifachen und die Windenergieleistung verdoppeln. Berücksichtigt man, dass die Errichtung einer Erzeugungsanlage nicht von heute auf morgen passieren kann und umfangreiche Genehmigungsverfahren erforderlich sind, verkürzt sich der Zeitraumpfad zur Errichtung der geplanten Anlagenleistung immens. Unter der Annahme, dass mit dem Bau für eine PV-Freiflächenanlage nach maximal einem Jahr begonnen werden kann, dürften die ersten Anlagen zur Beschleunigung des Ausbaus in 2023 verfügbar sein. Somit blieben Deutschland maximal sieben Jahre für die Verdreifachung der PV-Leistung. Hinzu kommen noch weitere Faktoren, wie anhaltende Materialknappheit, potenzielle Engpässe auf Ebene des öffentlichen Versorgungsnetzes oder der Fachkräftemangel, der zu einem Verzug der zu installierenden Anlagen führen könnte.

Problematischer sieht es bei der Windkraft aus, da die durchschnittliche Genehmigungsdauer bei 5 Jahren liegt. Da die zusätzlichen Freiflächen für Windkraftanlagen an Land noch entwickelt werden müssten, könnte sich der Errichtungszeitpunkt auch noch weiter nach hinten verschieben. Geht man von dem Durchschnittswert von 5 Jahren aus, bedeutet dies, dass die ersten zusätzlich geplanten Anlagen ab 2027 stehen würden. Dies bedeutet, dass die zusätzlich geplanten Kapazitäten innerhalb von 3 Jahren realisiert werden müssten. Hinzu kommt am Markt eine regelmäßige Unterdeckung bei den Auktionsverfahren. Somit reicht es nicht aus, nur die Ausschreibungsmengen zu erhöhen, sondern die Rahmenbedingungen sind ebenfalls zu verbessern.

Zwar steht im Koalitionsvertrag auch, dass neue Regularien für die Genehmigung regenerativer Erzeugungsanlagen geschaffen werden sollen, allerdings wurde dieses Problem auch in vergangenen Koalitionsverträgen thematisiert, weswegen die genauen Maßnahmen der Regierung abzuwarten sind. Außerdem benötigen auch diese Maßnahmen Zeit, weswegen damit zu rechnen ist, dass das Jahr 2022 mindestens für die Umsetzung der regulatorischen Rahmenbedingungen benötigt wird.

Somit sollte eine Nichterreichung der Ausbauziele bis 2030 durchaus als mögliches Szenario mitgedacht werden. Da am Atomausstieg und Kohleausstieg weiter festgehalten wird, dürfte das sich ergebende Delta nur durch Erdgaskraftwerke decken lassen, welches mit einer Verfehlung der regenerativen Ausbauziele zunehmend größer wird. Da der Energieträger Erdgas primär für andere Sektoren wie z. B. dem Gebäudesektor zur Bereitstellung von Wärme anstatt zur Erzeugung von elektrischer Energie verwendet wird, dürfte die Nachfrage nach Erdgas in den nächsten Jahren ansteigen. Vor allem dann, wenn die Ziele der Gebäudesanierung wie in den letzten Jahren stetig verfehlt werden. Alternativ ist natürlich auch ein Import von elektrischer Energie aus den europäischen Nachbarstaaten möglich.

Veränderung der Rahmenbedingung durch die Sektorenkopplung

Durch die zunehmende Bedeutung des Energieträgers Erdgas für den Stromsektor, vor allem dann, wenn die Ausbauziele der Regierung verfehlt werden sollten, ist auch der Erdgasbedarf in weiteren Sektoren zu berücksichtigen. Wesentliches Augenmerk liegt dabei vor allem auf dem Gebäudesektor und damit der Bereitstellung von Wärme. Auch hier lässt sich ein Trend beobachten, bei dem der konventionelle Energieträger Erdgas durch den regenerativen Energieträger in Form von grünem Wasserstoff ersetzt werden soll.

Im Gegensatz zu Windkraft und Photovoltaik gibt es für den grünen Wasserstoff noch keinen funktionierenden Markt. Vielmehr befindet sich dieser mit der Schaffung der regulatorischen Rahmenbedingungen noch in der Errichtung. Da die aktuell geplanten inländischen Elektrolysekapazitäten zur Erzeugung von grünem Wasserstoff im Rahmen der nationalen Wasserstoffstrategie gerade einmal ausreichen, den heutigen Industriebedarf an Wasserstoff zu decken, ist noch nicht absehbar, inwieweit eine Substitution von Erdgas durch grünem Wasserstoff gelingen kann. Es müssten also größere Wasserstoffmengen importiert werden, so wie es bereits in den Strategien des Netzausbaus bei den FNBs vorgesehen ist, auch wenn der Koalitionsvertrag den Bedarf durch inländische Elektrolysekapazitäten decken möchte. Die Basis für den Import sind Wasserstoffkooperationen mit Drittstaaten, wie sie bereits heute von der Bundesregierung ausgehandelt werden bzw. abgeschlossen wurden.

Allerdings befinden sich diese Länder ebenfalls noch im Aufbau einer eigenen Wasserstoffinfrastruktur. Hinzu kommen politische Spannungen mit Deutschland, die den Abschluss einer Wasserstoffkooperation verhindern, wie z. B. mit Marokko, oder ungünstige geografische Bedingungen, denn für die Erzeugung von Wasserstoff werden große Mengen an Wind- oder Sonnenenergie benötigt. Problematisch ist dies vor allem in trockenen Regionen. Hier ist das Stromangebot zwar gegeben, es mangelt aber an Wasser zur Produktion des Wasserstoffes. So benötigt die Produktion von 1 kg Wasserstoff ca. 9 Liter Wasser.

Dass langfristig über 2030 hinaus der Trend zu grünen Gasen gehen wird, ist jedoch mit dem zweiten Teil des EU-Klimapakets „Fit-für-55“ absehbar, das Mitte Dezember von der EU-Kommission als Diskussionsgrundlage vorgestellt wurde. Daher sollte für 2030 mit zwei Szenarien geplant werden. Das eine Szenario sollte von einem geringen Wasserstoffanteil ausgehen, wodurch ein großer Bedarf an Erdgas sektorübergreifend zu erwarten ist. In einem zweiten Szenario könnte ein relevanter Anteil des Erdgases durch grünen Wasserstoff ersetzt werden. Da der Primärenergieanteil in Deutschland zu einem großen Anteil noch durch Erdgas gedeckt wird, ist mindestens von einem relevanten Erdgasbedarf in Deutschland auszugehen.

Fazit – Der Handlungsrahmen muss 2022 kommen

Ob es am Ende im Jahr 2030 durch die Rahmenbedingungen des Koalitionsvertrages zu einem Comeback des Energieträgers Erdgas kommt, bleibt abzuwarten. Was jedoch bei diesem Blogbeitrag bleibt, ist die Feststellung, dass die Ausbauziele und Klimaschutzpläne des Gesetzgebers auf der normativen Ebene hinsichtlich der Operationalisierung kritisch zu hinterfragen sind. Will der Gesetzgeber die Ausbauziele für regenerative Erzeugungsleistung tatsächlich erreichen, wird eine kleine Anpassung des regulatorischen Handlungsrahmens kaum ausreichen. Im Hinblick auf die teilweise langen Realisationspfade, z. B. für Windkraftanlagen, muss 2022 das Jahr der Weichenstellungen sein. Ansonsten ist auf jeden Fall von einem Scheitern der Ausbauziele auszugehen. Ein Comeback des Erdgases wäre, bedingt durch den Ausstieg der übrigen konventionellen Energieträger, zunehmend wahrscheinlicher.

Welche Rolle Wasserstoff bei dieser Entwicklung mittelfristig bis 2030 spielen wird, ist schwer absehbar. Zum einen, weil die Rahmenbedingungen auf europäischer Ebene bis mindestens Mitte des Jahres benötigen werden, der Markt erst entwickelt werden muss und die deutschen Ausbauziele mit einer 10 GW Elektrolyseleistung noch zu gering sind, um den Energieträger Erdgas substituieren zu können. Zum anderen gibt es die aktuell noch fehlende Menge an grünem Wasserstoff auf dem Weltmarkt. Da die Nachfrage nach grünem Wasserstoff vermutlich zu Beginn und evtl. bis 2030 hoch sein wird und das Angebot gering ist, dürften die Preise dementsprechend hoch sein. Sollten die Ausbauziele verfehlt werden und gleichzeitig die weltweite Nachfrage nach grünem Wasserstoff und Erdgas steigen, ist mit einem hohen Preisniveau zu rechnen. Die aktuellen Energiepreise für Strom und Gas an den europäischen Energiebörsen könnten daher nicht nur eine Jahresfliege sein, sondern sich mittelfristig etablieren, bis eine vollständige Transformation des Energiesystems bis 2045 erreicht ist.

Bei Fragen und Anregungen zu unserem Blogbeitrag könnt ihr euch jederzeit melden. Ansonsten empfehlt unseren Blog gerne weiter oder abonniert ihn, um keine neuen Beiträge zu verpassen.

Koalitionsvertrag und Energiewende – Was steht im Koalitionsvertrag?

Koalitionsvertrag und Energiewende: Ein umfangreiches Maßnahmenpaket

Pünktlich zum Ende des Jahres ist es soweit, die neue Ampel-Regierung steht und mit ihr ein neuer Koalitionsvertrag mit unterschiedlichsten Themen, Neuerungen und angestrebten Maßnahmen, die im Laufe der kommenden Legislaturperiode angegangen werden sollen. Die Umsetzung und Gestaltung der Energiewende hin zu einer nachhaltigen und klimaneutralen Wirtschaft stellt ein Themenschwerpunkt der zukünftigen Regierung dar. Dabei liegt der Fokus nicht nur auf einem einzelnen Sektor wie z. B der Stromwirtschaft, vielmehr sollen nach dem Koalitionsvertrag sämtliche Sektoren und Ziele noch einmal angefasst werden, um die Geschwindigkeit für den Umbau des Energiesystems deutlich zu erhöhen.

Zwar bewegen sich viele Handlungsfelder noch auf einem sehr normativen Niveau, wodurch eine Aussage über die konkreten Maßnahmen in vielen Bereichen noch nicht möglich sind, jedoch wollen wir in diesem Blogbeitrag einen Blick auf die unterschiedlichen Ziele, Maßnahmen und betroffenen Sektoren werfen, die im Koalitionsvertrag aufgeführt sind.

Koalitionsvertrag und Energiewende: Thema Klimaschutz

Im Koalitionsvertrag bekennen sich die Beteiligten Akteure zum 1,5-Grad-Ziel auf Basis der internationalen Abkommen. Verschärft wurde hierfür das Ziel der Klimaneutralität sektorübergreifend und technologieoffen bis 2045 für alle Branchen. Mit dem Klimaschutzgesetz des vergangenen Sommers wurde bereits für einzelne Sparten das Zieldatum von 2050 auf 2045 herabgesetzt. Nun soll dies einheitlich für alle Sparten bis 2045 erfolgen. Da die Umsetzung der Energiewende als Querschnittsaufgabe angesehen wird, sollen künftige Gesetzentwürfe und Verordnungen grundsätzlich einem Klimacheck unterzogen werden. Die genaue Ausgestaltung ist an dieser Stelle noch offen, soll jedoch durch das federführende Ressort erfolgen.

Als Basis-Monitoring über den Stand der Energiewende in Deutschland soll ein Governance-System eingeführt werden. Hierbei handelt es sich jedoch um keine neue Idee, sondern eine verpflichtende Umsetzung, die auf Grund der EU-Governance-Verordnung umzusetzen ist. Zur Beschleunigung der Umsetzung und Erreichung der Klimaziele soll bis Ende 2022 ein Klimaschutzsofortprogramm entworfen werden, um Umsetzungsvorhaben voranzutreiben, aber auch den notwendigen regulatorischen Handlungsrahmen zu schaffen. Gestützt durch unterschiedliche Energie- und Klimafonds soll die Finanzierung nachhaltiger, ökologischer Projekte gesichert werden. Hierbei wird auch die KfW-Bank miteinbezogen. Somit zielt das Koalitionspapier im Kern wesentlich auf eine schnellere Umsetzung der Energiewende ab. Basis hierfür ist eine vorgezogene Klimaneutralität, die Anpassung des regulatorischen Handlungsrahmens sowie die Sicherstellung einer ausreichenden Finanzierung.

Koalitionsvertrag und Energiewende: Stromerzeugung – Erneuerbare Energien

Der Ausbau Erneuerbarer-Energien (EE) soll nach dem Willen der Ampelkoalition deutlich gestärkt werden. Dies ist auch notwendig, aufgrund der Anpassung der Strombedarfsprognose für das Jahr 2030. Diese wird nun auf einen jährlichen Bedarf von 680-750 TWh geschätzt. Durch den gestiegenen absoluten Strombedarf ist eine höhere Erzeugungskapazität erforderlich, um das relative Ziel des erneuerbaren Erzeugungsanteils zu erreichen. Mit Blick auf das Jahr 2030 wird dieses von bisher 65 % auf 80 % EE-Anteil heraufgesetzt.

Dies bedeutet für die bestehenden Ausschreibungen eine deutliche Anhebung des notwendigen Ausschreibungsvolumens. Dabei soll jedoch nicht nur einfach das jährliche Volumen heraufgesetzt werden, vielmehr soll auch eine dynamische Anpassung möglich sein, wenn ein Unterschreiten der Ausbaupfade festgestellt wird. Hinzu sollen die Rahmenbedingungen für nichtgeförderte EE-Anlagen im PPA-Modell, regionale EE-Erzeugungskonzepte sowie bessere Rahmenbedingungen für Bürgerenergiegenossenschaften geschaffen werden. Zudem ist eine bessere Förderung für Quartiers- und Mieterstromlösungen geplant. Konkrete Angaben über die Höhe der Förderung sind allerdings noch nicht zu finden. Um den Aufbau und die Errichtung von EE-Anlagen aber grundsätzlich zu erleichtern, sollen Planungs- und Genehmigungsprozesse durch einheitliche Bewertungsmethoden beschleunigt werden sowie der Einsatz externer Projektteams zur Entlastung der öffentlichen Behörden beitragen.

Zur Steigerung der Akzeptanz von EE-Anlagen vor Ort sollen Kommunen finanziell von Windkraftanlagen (WKA) oder PV-Freiflächenanlagen auf ihrem Gebiet profitieren. Welche zusätzlichen Änderungen an dieser Stelle zu erwarten sind, bleibt abzuwarten, da eine finanzielle Beteiligung bereits mit der Novellierung des EnWGs im Sommer 2021 möglich ist.

Koalitionsvertrag und Energiewende: Stromerzeugung – Photovoltaik

Um den angestrebten Anteil von 80 % EE im Jahr 2030 zu realisieren, plant die Ampelkoalition eine verfügbare Erzeugungsleistung von 200 GWPeak im Bereich der Photovoltaik. Dies würde einen enormen Ausbau der Photovoltaik innerhalb der kommenden 9 Jahre bedeuten. Im Jahr 2020 verfügte Deutschland über ca. 54 GW Photovoltaik. Somit bedeuten die Beschlüsse des Koalitionsvertrags eine Vervierfachung der bereits verfügbaren Erzeugungsleistung. Um die hierfür notwendige Geschwindigkeit zu erreichen, sollen bisherige Hemmnisse wie die Beantragung und Genehmigung von Netzanschlüssen, Ausschreibungspflichten für große Dachanlagen sowie Vergütungssätze angepasst werden.

In welche Richtung sich daher die Vergütungssätze entwickeln werden, die zu einem ähnlichen Boom wie 2011 nach dem Unfall von Fukushima geführt haben, bleibt abzuwarten, auch, welche Auswirkungen die möglichen neuen Prozesse zur Genehmigung von PV-Anlagen für Netzbetreiber haben. Mit zunehmender Dichte von EE-Anlagen im eigenen Erzeugungsnetz dürfte jedoch der Bedarf an Monitoring- und Berechnungslösungen zur Auswirkung von EE-Anlagen im eigenen Netzgebiet weiter steigen. Zum einen, um die notwendige Prüfgeschwindigkeit einhalten zu können, zum anderen, um die Auswirkungen besser analysieren und damit die Versorgungssicherheit gewährleisten zu können.

Für Neubaugebiete können Netzbetreiber aber schon einmal mit einem flächendeckenden Einsatz von PV-Dachanlagen rechnen, da die Koalition eine PV-Pflicht für gewerbliche Neubauten vorsieht. Bauhürden für private Bauherren sollen möglichst abgeschafft werden, mit dem Ziel, alle Dachflächen in Deutschland nutzbar zu machen. 

Koalitionsvertrag und Energiewende: Stromerzeugung – Windkraft

Neben der Photovoltaik soll in den nächsten Jahren der Ausbau von WKA gestärkt werden. Hierfür sollen 2 % der Landesfläche als Vorrangfläche für Onshore-Anlagen gesichert werden. Um eine gleichmäßigere Verteilung der WKA zu gewährleisten, sollen auch Standorte mit einer geringeren Windhöffigkeit gefördert werden. Ebenso plant die Koalition eine Erleichterung des Repowerings, um den Verlust möglicher alter WKA nach Ablauf der Förderung zu verhindern. Inwieweit das Repowering auch für die Standorte erleichtert werden sollen, die nach heutigen Regelungen nicht mehr für ein Repowering geeignet sind, bleibt abzuwarten.

Für den Offshore-Bereich wird das jetzige Vergabeverfahren in Form von Ausschreibungen beibehalten. Lediglich das Ausbauziel wird angehoben. So sollen bis 2030 30 GW Erzeugungsleistung, 2035 40 GW und 2045 70 GW zur Verfügung stehen.

Koalitionsvertrag und Energiewende: Stromerzeugung – Sonstige EE

Zusätzlich zum Ausbau der Windkraft und Photovoltaik sollen Bio- und Geothermie weiter gestärkt werden. Allerdings nennt der Koalitionsvertrag keine konkreten Ausbaumengen. Vielmehr soll eine neue Biomasse-Nachhaltigskeitsstrategie entwickelt werden sowie ein Konzept zur stärkeren Nutzung der Geothermie. Insgesamt wirkt es jedoch so, als ob die Parteien ihren Fokus klar auf die Nutzung der Windenergie und Photovoltaik legen und Biomasse sowie Geothermie weiterhin ein Nischendasein fristen werden. 

Koalitionsvertrag und Energiewende: Stromerzeugung – Atom- und fossile Energie

Mit dem Ausbau der Erneuerbare-Energien strebt die Ampelkoalition, wie bereits die Vorgängerregierung, mittelfristig denn Ausstieg aus der Kohleenergie an. Sofern möglich, soll dieser auf 2030 vorgezogen werden statt wie bislang geplant 2038. Die Neuerung stellt hier jedoch den guten Willen bis 2030 auszusteigen dar. Ein Kohleausstieg bis 2030 ist nach dem Kohleausstiegsgesetz grundsätzlich schon heute möglich, da mehrere Überprüfungszeitpunkte für einen vorzeitigen Ausstieg vorgesehen sind. Um einen möglichen vorzeitigen Ausstieg sozial, wie auch gesellschaftlich abzufedern, sollen Maßnahmen des bestehenden Strukturanpassungsgesetzes vorgezogen werden.

Als Brückentechnologie sieht der Koalitionsvertrag die Stromerzeugung aus Erdgaskraftwerken und KWK-Anlagen vor. Diese sollen so lange die bestehende Energielücke schließen, bis eine ausreichende Versorgungssicherheit durch Erneuerbare-Energien gesichert ist. Da mit der nationalen Wasserstoffstrategie der Vorgängerregierung mit einem höheren Wasserstoffanteil im bestehenden Gasnetz zu rechnen ist und grüner Wasserstoff als wesentliche Säule einer nachhaltigen Energieversorgung angesehen wird, sollen neue Erdgaskraftwerke H2-ready gemacht werden. Bestehende Kraftwerke sind ebenfalls darauf vorzubereiten.

Die Atomenergie nimmt im Koalitionsvertrag keine Rolle für die künftige Energieversorgung ein. Am beschlossenen Atomausstieg wird weiterhin festgehalten.  

Koalitionsvertrag und Energiewende: Energienetze

Spartenübergreifend funktionierende, intelligente und überwachte Energienetze sind eine wesentliche Voraussetzung für die künftige Energiewende, was der Koalitionsvertrag ebenfalls anerkennt. Um die Netze schnellstmöglich auf die künftigen Anforderungen vorzubereiten, sollen Planungs- und Genehmigungsverfahren schneller durchlaufen werden können, aber auch Bürgerbeteiligungen besser koordiniert werden. Dies soll vor allem für den Aus- und Aufbau der Strom- und Wasserstoffnetze gelten. Um die zukünftige Netzplanung ganzheitlich durchzuführen, sollen getrennte Netzszenarien durch die BNetzA nicht mehr separat je Sparte erfolgen. Vielmehr soll ein Plan für ein Klimaneutralitätsnetz entwickelt werden. Parallel dazu ist eine Roadmap Systemstabilität bis Mitte 2023 geplant, um die Versorgungssicherheit langfristig im Zuge des Umbaus des Energiesystems zu gewährleisten. Grundsätzlich sieht der Koalitionsvertrag die dringende Notwendigkeit, die Netze schneller und besser zu digitalisieren, weswegen der Ausbau von iMsys beschleunigt werden soll und bei der Netzplanung ein größerer Fokus auf der Netzsteuerung liegen soll. Für den Bereich Speicher ist sogar eine eigene Säule im Energiesektor geplant, die rechtlich noch zu definieren ist. In der Praxis dürfte daher vor allem spannend sein, ob mit dem klaren Ziel der Errichtung mehr intelligenter Netze auch eine Anpassung des Finanzierungsrahmens erfolgen soll oder ob es für Netzbetreiber durch die Anreizregulierung weiterhin attraktiver ist, Kupfer zu verbauen, anstatt Intelligenz in die Netze zu bringen.

Koalitionsvertrag und Energiewende: Strommarktdesign

Um das Energiesystem auf einen hohen Anteil Erneuerbare-Energien vorzubereiten, ist die Entwicklung eines neuen Strommarktdesign geplant. Hierfür soll es ab 2022 eine neue Plattform „Klimaneutrales Stromsystem“ geben, auf der verschiedenste Akteure konkrete Vorschläge für ein neues Strommarktdesign machen können. Wesentlicher Eckpfeiler soll eine Reform der Finanzierungsarchitektur sein. So soll die EEG-Umlage zum 1. Januar 2023 abgeschafft und durch den nationalen CO2-Handel ersetzt werden. Inwieweit dies möglich ist, bleibt abzuwarten, da eine Integration der nationalbesteuerten CO2-Emissionen in den EU-ETS-Handel geplant ist. Wie die Gelder dann auf europäischer Ebene verteilt würden, ist aktuell noch nicht klar definiert, wodurch ggf. eine Gegenfinanzierung der noch anfallenden EEG-Vergütungen gegenüber Anlagenbetreibern nicht gewährleistet wäre.

Mit dem Ende der Kohleenergie 2030 ist außerdem eine Abschaffung der Subventionierung von EE-Anlagen geplant, wodurch die Erneuerbaren-Energien in den „freien Markt“ entlassen würden. Alle weiteren Abgaben und Umlagen, wie z. B. die Energiesteuer, Netzentgelte, KWK-Umlage, Ausnahmetatbestände für spezielle Abgaben und Umlagen, sollen auf den Prüfstand gestellt werden. Je nach Größe der angestrebten Reformen dürfte es spannend zu beobachten sein, inwiefern neue Regelungen und alte mit einem Bestandsschutz aufeinandertreffen und eine Übergangsphase zwischen beiden Reformwelten gestaltet werden kann.

Das wesentliche Instrument zur Ausgestaltung des Handlungsrahmens des neuen Strommarktdesigns soll die CO2-Bepreisung einnehmen. Hierfür soll ein Mindestpreis von 60€/t auf EU- und nationaler Ebene durchgesetzt werden. Bis zum Jahr 2030 soll der Handel über alle Sparten erfolgen. Am Preispfad des nationalen CO2-Handels wird weiterhin festgehalten. Es soll jedoch, wie bereits von der EU gefordert, ein nationales Instrument zur sozialen Abfederung der CO2-Kosten geben.

Außerdem kann dem Koalitionsvertrag entnommen werden, dass vom Prinzip des Energy-Only-Marktes abgerückt wird, nach dem ausschließlich der Markt Angebot und Nachfrage bestimmen soll. So ist der Aufbau technologieoffener Kapazitätsmärkte vorgesehen. Was dies konkret in der Praxis bedeutet, bleibt mit großem Interesse abzuwarten, da Deutschland bereits über eine Vielzahl unterschiedlichster Kapazitätsmärkte (Sicherheitsreserve, Winterreserve, Regelenergieleistung etc.) verfügt.

Koalitionsvertrag und Energiewende: Wasserstoff

Als wesentliche neue Säule und perspektivisches Substitut zu Erdgas strebt die Ampelkoalition einen Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur an. Hierfür sollen bis 2030 10 GW Elektrolyseleistung installiert werden, 5 Jahre früher als in der nationalen Wasserstoffstrategie festgelegt. Da die Leistung von 10 GW gerade einmal dem heutigen Wasserstoffbedarf der deutschen Industrie entspricht, ist ein umfangreiches Update der nationalen Wasserstoffstrategie mit ambitionierteren Zielen für 2022 vorgesehen. Zur Beschleunigung der Errichtung von Elektrolysekapazitäten ist ein effizient ausgestaltetes Förderprogramm vorgesehen. Zur Schaffung einer grünen Wasserstoffnachfrage, sollen öffentliche Einrichtungen verpflichtet werden, eine bestimmte Quote des eigenen Energiebedarfs mit grünem Wasserstoff zu decken. Das Instrument der Carbon Contracts for Difference soll zugelassen werden.  

Der grüne Wasserstoff soll vorrangig aus einheimischer Produktion gedeckt werden, insbesondere in Verbindung mit Offshore-Wind. Als Brückentechnologie ist jedoch auch blauer Wasserstoff zulässig. Da jedoch eine einheimische Produktion nicht zu 100 % umzusetzen ist, soll der Ausbau von internationalen strategischen Partnerschaften wie z. B. mit Chile oder Russland vorangetrieben werden.

Der Energieträger Wasserstoff soll nicht auf einzelne Sektoren oder Anwendungsfelder zugelassen, sondern in seiner Breite geöffnet werden. Hierfür strebt der Koalitionsvertrag eine technologieoffene Wasserstoffregulatorik ein, die allerdings klimaneutral auszugestalten ist. Zur Gewährleistung eines einheitlichen Nachweissystems soll auf europäischer Ebene ein Zertifizierungssystem entwickelt werden.  

Koalitionsvertrag und Energiewende: Gebäude und Wärme

Da ein Großteil der Energie in Deutschland für die Bereitstellung thermischer Energie im Gebäudesektor eingesetzt wird, möchte die Ampelkoalition den Anteil erneuerbarer Energien sowie die Energieeffizienz steigern. Hierfür soll zum einen der Neubaustandard ab dem 1. Januar 2025 auf das KfW-Haus 40 gesenkt sowie das GEG (Gebäudeenergiegesetz) angepasst werden. Demnach sollen alle neu eingebauten Heizungen auf einer Mindestbasis von 65 % EE betrieben werden. Für alle größeren Um- und Ausbauten soll ab dem 1. Januar 2024 der EH 70-Standard gelten.

Sofern möglich, soll der Ausbau von Nah- und Fernwärmenetzen mit einem EE-Anteil von 50 % bis 2030 ausgebaut werden. Voraussetzung hierfür soll eine flächendeckende kommunale Wärmeplanung sein.  

Fazit

Die Ziele und Ambitionen des Koalitionsvertrags können durchaus als anspruchsvoll bezeichnet werden. Durch den möglichen frühzeitigeren Ausstieg aus der Kohle sowie das Beibehalten des Atomausstiegs, bei gleichzeitiger Anhebung der Strombedarfsprognose und einem höheren EE-Ziel von 80 % bis 2030 bei stagnierenden Ausbauzahlen zum aktuellen Zeitpunkt, muss ein deutlicher Ausbau von EE-Anlagen zwingend erfolgen. Viele der Ziele sind jedoch noch auf einem sehr hohen normativen Niveau formuliert, so dass es am Ende auf die konkrete Ausgestaltung ankommen wird. Wie gelingt es konkret, die Ausbauzahlen zu erhöhen, Genehmigungsprozesse zu beschleunigen, die Bürger miteinzubeziehen, neue Wasserstoffinfrastrukturen zu errichten oder den Rahmen für intelligente Energienetze zu schaffen?

Sollten hierfür in den nächsten 24 Monaten nicht die ausreichenden Handlungsrahmen geschaffen werden, ist durchaus mit einem Comeback des Energieträgers Erdgas zu rechnen, welcher die Lücken zwischen Erneuerbaren Energien und der Kohle-/Atomenergie schließen soll. Ob eine starke Fokussierung auf Wind- und Solarenergie ausreicht und wie die Netze mit der Zunahme einer immer volatileren Energieversorgung zu Recht kommen, ist ebenfalls abzuwarten. Notwendig hierfür wäre sicherlich ein Regulierungsrahmen, der stärkere Anreize für Netzbetreiber setzt, mehr in Intelligenz als in Kupfer zu investieren. Wie dies gelingen soll, dazu wird im Koalitionsvertrag jedoch wenig gesagt. Die Erkenntnis, die Netze auf der Steuerungsebene weiter zu ertüchtigen, ist aber sicherlich als richtig einzustufen. Ein neuer regulatorischer Rahmen für Energiespeicher, die zur Pufferung von Spitzenleistungen erforderlich sind, der aber bislang ein einziger Flickenteppich ist, ist mehr als überfällig.  

Positiv zu sehen ist das sektorübergreifende Denken des Koalitionsvertrags. Separate Planungen für nationale Strom- und Gasinfrastrukturen machen wenig Sinn, wenn die Gasinfrastruktur perspektivisch durch Wasserstoff abgelöst werden soll, welche den Strom für den Betrieb der Elektrolyseanlagen bringen soll. Den Ansatz, ein Konzept für ein sektorübergreifendes, klimaneutrales Energienetz zu entwickeln, könnte zur Hebung von Synergieeffekten beitragen.

Das bestehende Strommarktdesign weiterzuentwickeln, ist auch als logischer Schritt zu werten. Hier scheint jedoch noch nicht klar sein, wie der europäische und nationale CO2-Handel ineinandergreifen. Auf der einen Seite wird eine europäische Lösung angestrebt, auf der anderen Seite sollen die Einnahmen des nationalen CO2-Handels zur Kompensation der EEG-Umlage eingesetzt werden, wobei der nationale CO2-Handel womöglich durch ein einheitliches europäisches System abgelöst wird, wodurch ggf. eine Finanzierungslücke entstehen könnte. Insgesamt ähnelt der Prozess zur Abstimmung des Strommarktdesigns sehr dem letzten Prozess, als das BMWi unter Siegmar Gabriel das letzte Grün- und Weißbuch zum nächsten Strommarktdesign entwickelte. Hierbei sollte die Ampelkoalition aufpassen, nicht noch weitere Kapazitätsmärkte neben den bestehenden zu schaffen, wie im Koalitionsvertrag gefordert, da dies die Grundpfeiler des Energy-Only-Marktes stark beeinflussen könnte, sofern das Marktdesign von Angebot und Nachfrage beibehalten werden soll.    

Die Rolle der neuen Energiesparte Wasserstoff bleibt auch mit dem Koalitionsvertrag schwer abzuschätzen und wirkt teilweise widersprüchlich. Die Erzeugungskapazitäten liegen noch deutlich hinter dem Bedarf, der für eine großflächigere Substituierung von Erdgas notwendig ist, weswegen das Update der nationalen Wasserstoffstrategie 2022 abzuwarten bleibt. So ist es fragwürdig, ob ein Großteil des grünen Wasserstoffs wie im Koalitionsvertrag gefordert aus einheimischen Ressourcen gewonnen werden kann. Da die Notwendigkeit von Wasserstoffimporten aus dem Ausland aber im Koalitionsvertrag anerkannt wird, sollte sich ein erforderliches Gleichgewicht sicherlich einstellen. Auffällig ist jedoch, dass primär über Erzeugungskapazitäten von Wasserstoff gesprochen wird und wenig über die regulatorischen Rahmenbedingungen.

Allgemein kritisch zu betrachten ist die Fragestellung, ob der Koalitionsvertrag die deutsche Energiepolitik in einem zu nationalen und zu wenig europäischen Kontext denkt. Im Bereich der CO2-Bepreisug oder Zertifizierung von Energieträgern ist dies bereits gegeben, jedoch weniger in der grenzüberschreitenden Vernetzung der Energieinfrastrukturen oder der Errichtung von Erzeugungskapazitäten in angrenzenden Nachbarländern. Zumindest finden sich im Koalitionsvertrag wenig Anhaltspunkte, wie ein europäischer Energiebinnenmarkt der Zukunft auszugestalten ist.

Viele Maßnahmen und Ziele aus dem Koalitionsvertrag wie z. B. ein Governancesystem zur Überwachung des Fortschritts der Energiewende oder ein Abfederungssystem für sozialschwächer gestellte Menschen basieren im Kern auf Verordnungen und Richtlinien der EU, die bereits beschlossen wurden und bei denen Deutschland hinterherhinkt. Alles in allem bieten die Beschlüsse jedoch eine solide Grundlage, um die Klimaziele zu erreichen. Wie in so vielen Dingen, wird es am Ende davon abhängen, wie die konkrete Ausgestaltung durch den Gesetzgeber erfolgt.

Bei Fragen und Anregungen zu unserem Blogbeitrag könnt ihr euch jederzeit melden. Ansonsten empfehlt unseren Blog gerne weiter oder abonniert ihn, um keine neuen Beiträge zu verpassen.