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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.

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Untersuchungsschwerpunkt 1: Transportkapazitäten nach dem Stresstest

Für alle drei Szenario (+, ++, +++) wurde eine Analyse kritischer Stunden durchgeführt, bei der es zu Netzengpässen kommen kann. Im Mittelpunkt standen hier vor allem mangelnde Netzkapazitäten, die einen Transport von Strom durch die zu starke Belastung der Betriebsmittel nicht mehr ermöglichen. Kommt es zu diesen Fällen, wird in der Regel auf sog. Redispatchmaßnahmen zurückgegriffen, welche die Last innerhalb eines Stromnetzes verlagern und somit die Transportkapazitäten entlasten. Wird bspw. Strom im Süden benötigt, dieser aber im Norden produziert und stellt der Netzbetreiber eine Überbelastung der Netzkapazitäten fest, werden die Kraftwerke im Norden heruntergefahren und ein Ersatzkraftwerk im Süden aktiviert. Dieses Vorgehen wird als Redispatchmaßnahme bezeichnet, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Eine übliche Praxis, welche bereits 2021 Kosten von mehr als 1 Milliarde Euro verursachte.

In dem Stresstest hinsichtlich der Redispatchkapazitäten kommen die ÜNBs zu dem Ergebnis, dass nicht ausreichende Erzeugungskapazitäten (positiver Redispatch-Bedarf) zur Verfügung stehen. Je nach Szenario sind zusätzliche Kapazitäten von 4,3 GW bis 8,6 GW erforderlich. Bereits berücksichtigt sind 1,5 GW an ausländischen Kapazitäten aus Österreich, wovon die ÜNBs aber nicht genau wissen, ob diese im Falle einer der Szenarien noch zur Verfügung stehen. Zum Vergleich: ein einzelnes Kohlekraftwerk hat eine Leistung zwischen 0,1 MW bis 1 MW. Somit besteht nach den Berechnungen der ÜNBs ein kurzfristiger Bedarf, massiv Erzeugungsanlagen z. T. im Ausland zu akquirieren. Die Beschaffung sowie alle technischen Tests müssten vermutlich in den nächsten 4 bis 8 Wochen erfolgen.

Abbildung 2 – Analyse der Situationen im Netz mit mangelnden Transportkapazitäten je Szenario

Unter der Annahme, dass die AKWs zum Ende des Jahres nicht ausgeschaltet werden, gehen die ÜNBs davon aus, dass der Bedarf an Redispatchkapazitäten um 0,5 GW gesenkt werden kann. Dies entspricht je nach Szenario 5 bis 11 %. Das Ergebnis der ÜNBs zeigt jedoch, dass unabhängig von den AKWs dringend Redispatchkapazitäten benötigt werden, da ansonsten eine Abschaltung von Verbrauchern bei Transportengpässen droht. Im Folgenden werfen wir nun einen Blick auf den zweiten Untersuchungsschwerpunkt, welcher die Möglichkeit von Lastunterdeckungen analysiert.

Untersuchungsschwerpunkt 2: Lastunterdeckung nach dem Stresstest

Neben der Analyse der potenziellen Transportengpässe, wurde in den drei Szenarien die Gefahr einer Lastunterdeckung analysiert. Hier kommen die Übertragungsnetzbetreiber zu dem Ergebnis, dass zwar nicht in jedem Szenario eine Lastunterdeckung droht, aber im europäischen Ausland wie in Frankreich. Für Deutschland ist dies erst ab dem Szenario ++ der Fall. Betrachtet für das gesamte europäische Verbundnetz gehen die ÜNBs von 14 bis 91 Stunden aus, bei dem nicht mehr ausreichend Energie zur Verfügung steht und entweder ein Netzausfall oder gezielte Abschaltung von Verbrauchern droht. Deutschland ist hierbei im Szenario ++ mindestens 1 bis 2 Stunden unterversorgt und im Szenario +++ 3 bis 12 Stunden. Bei einem Weiterbetrieb der AKWs im Streckbetrieb (Szenario KKW ++) könnte das Szenario ++ so optimiert werden, dass evtl. auf deutscher Ebene eine Lastunterdeckung vermieden werden kann. Wobei auch eine Gefahr einer Lastunterdeckung von bis zu 1 h besteht. Eine Lastunterdeckung im Ausland kann jedoch nicht vermieden werden.

Abbildung 3 – Analyse der Lastunterdeckung je Szenario inkl. dem Szenario AKW-Streckbetrieb

Die Handlungsempfehlungen der ÜNBs aus dem Stresstest

Auf Basis der Simulationsergebnisse leiten die ÜNBs unterschiedliche Maßnahmen ab, welche zur Verbesserung der Netzsituation getroffen werden sollten. Hierzu gelten zum einen die Erhöhung der Transportkapazitäten, wobei kritisch zu prüfen ist, ob eine Erhöhung kurzfristig überhaupt möglich ist. Des Weiteren sollte das vertraglich vereinbarte Lastmanagement genutzt werden. Dies kann zur Senkung der Nachfrage in Spitzenlastzeitfenstern beitragen oder ggf. je nach Standort Netzengpässe vermeiden. Außerdem soll auf verfügbare Reserven zurückgegriffen werden wie z. B. der Kapazitäts- oder Netzreserve und ein dauerhafter Verbleib der Kraftwerke im Markt ermöglicht werden. Eine Übersicht sowie die Mehrwerte je nach Untersuchungsschwerpunkt sind der folgenden Tabelle zu entnehmen:

Abbildung 4 – Handlungsempfehlungen der ÜNBs auf Basis der Sonderanalyse 2 (aktueller Stresstest)

Fazit zum Stresstest:

Die Ergebnisse des Stresstestes haben gezeigt, dass sowohl auf der Transport- als auch Lastebene Engpässe auf das europäische als auch deutsche Stromnetz zukommen können. Zur Sicherstellung einer bestmöglichen Versorgungsmöglichkeit ist es nach jedem Szenario erforderlich, die Kapazitäten für Redispatchmaßnahmen kurzfristig zu erhöhen, dessen Erhöhung im kommenden Jahr zu einem Anstieg der Netzentgelte führen dürfte.

Je nach Entwicklung des Winters und der Verfügbarkeit der Kraftwerkskapazitäten besteht eine gewisse Wahrscheinlichkeit, dass die Versorgung mit elektrischer Energie nicht mehr ausreichen könnte und Netzeingriffe, wie das gezielte Abschalten von Verbrauchern, erforderlich sind. Voraussetzung wäre aber definitiv ein kalter Winter und eine Beibehaltung der mangelnden Verfügbarkeit von Kraftwerkskapazitäten. Die Beurteilung, ob und in welcher Form in einer europäischen Mangellage ausländische Redispatchressourcen noch zur Verfügung stehen, wie die 1,5 GW in Österreich, ist schwer zu beurteilen. Einerseits entsprechen einzelne Parameter der Simulation nicht mehr dem aktuellen Stand. So produzierten in der ersten Septemberwoche die französischen AKWs teilweise unter 30 GW, während im Szenario +++ noch mit 40 GW kalkuliert wurde.

Andererseits ging die Simulation weitestgehend von einer stabilen Nachfrage aus, welche vermutlich aufgrund der hohen Energiekosten und der z. T. jetzt schon stattfindenden Verlagerung von Industriestandorten in das Ausland sinken dürfte.

Festzuhalten bleibt auf jeden Fall: Der Winter wird sportlich, kritische Netzsituationen sind vermutlich nicht auszuschließen und es besteht zumindest eine erhöhte Wahrscheinlichkeit für den (Teil-)Ausfall des Stromnetzes. Dieser kann jedoch gesenkt werden, wenn die ÜNBs es schaffen ausreichend Kapazitäten zu beschaffen, welche zur Stabilisierung des Netzes beitragen. Dies muss jedoch schnell und noch dieses Jahr erfolgen, um bestmöglich abgesichert zu sein. Aus rein technischer Sicht leisten die drei AKWs einen Beitrag zur Reduktion der Lastunterdeckung und von Netzengpässen. Ob der Beitrag aus politischer Sicht jedoch ausreichend (hoch) ist, wird auf politischer Ebene geklärt werden müssen.

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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.

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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!

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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.

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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.

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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.

Monitoring des SmartMeter-Einbaus – Mehr Transparenz im IM4G-Prozess

Monitoring des SmartMeter-Einbaus – Mehr Transparenz im IM4G-ProzessDie Einführung intelligenter Messsysteme (SmartMeter) ist ein zentrales Thema für viele Energieversorger und ein zentraler Baustein der notwendigen Energiewende. Der Einbau und Wechsel der Zähler ist jedoch mit komplexen Prozessen verbunden, die eine Vielzahl von Akteuren und Systemen involvieren. Gerade beim Monitoring dieser Aktivitäten stoßen viele Unternehmen schnell…

29. September 2025
Morgen war schon gestern – warum wir die Debatte über das Gelingen des ETS 2 in den Kommunen jetzt beginnen sollte

Seit 2005 bepreist das EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS) als weltweit erstes marktwirtschaftliches Instrument Treibhausgas-Emissionen in der Schwerindustrie und im Energiesektor und schafft gleichzeitig Anreize für klimafreundliche Innovationen. Mit Erfolg: Die CO2-Emissionen sind seither um 48 Prozent gesunken. Ab 2027 soll das ETS 1 im Industrie- und Energiesektor um einen neuen Emissionshandel ETS 2 erweitert werden, der die…

25. September 2025
Die Problematik der Kundenanlage aufgeschlüsselt – welche Vorschläge gibt es nach der Urteilsbegründung des BGH?

Die Kundenanlage, wie sie im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) §3 Nr. 24 und 16 definiert war, ebnete den Weg für viele Quartierskonzepte und Mieterstromprojekte in Deutschland. Eine Entscheidung des Europäischen Gerichtshofes (EuGH) vom November letzten Jahres brachte das Konzept ins Wanken (s. ENWIKO 05/2025). In diesem Artikel haben wir für Sie alle Hintergründe, laufenden Entwicklungen und Ideen…

23. September 2025

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.

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EU-Taxonomie-Verordnung – Welche Auswirkungen erwartet die Energiewirtschaft

EU-Taxonomie-Verordnung: Hintergrund

Klimaschutz und Energiewende gehören zu den Kernthemen der Europäischen Union, die es in den kommenden Jahren zu bewältigen gilt. Nachdem die Klimaziele der gesamten Europäischen Union generell und damit auch das Ziel der Treibhausneutralität mit dem Fit for 55 Paket noch einmal verschärft wurden, stellt sich die Frage, wie diese immer schärferen Ziele eigentlich umgesetzt werden sollen. Was es hierfür aus Sicht der EU u. a. braucht, ist eine Neuausgestaltung der Finanzierung und Klassifizierung von Unternehmen hinsichtlich nachhaltiger Kriterien. Einen Beitrag soll die EU-Taxonomie-Verordnung liefern, die gerade auf europäischer Ebene diskutiert wird.

Der erste Vorschlag zur EU-Taxonomie-Verordnung wurde bereits am 6. Juli 2021 vorgelegt. Demnach sollen Unternehmen ab einer gewissen Größe verpflichtet werden, eine nicht-finanzielle Konzernerklärung abzugeben, welche die nachhaltigen Anteile der Umsatzerlöse nennt und beschreibt. Hierzu sollen die Investitions- und Betriebskosten (CAPEX und OPEX) hinsichtlich ihrer Nachhaltigkeit beschrieben werden.

Somit soll mit der EU-Taxonomie-Verordnung ein einheitliches Klassifizierungsinstrument geschaffen werden, welche Unternehmen nachhaltig wirtschaften, da nationale Instrumente einen Vergleich auf europäischer Ebene schwer möglich machen und z. T. das Greenwashing fördern. Durch die Schaffung einer EU-weiten Transparenz soll nach den Vorstellungen der EU eine Neuausrichtung von Kapitalflüssen erfolgen. Ein Verbot nicht nachhaltiger Investitionen soll es jedoch nicht geben.

Was auf den ersten Blick noch recht unspektakulär nach Schaffung eines weiteren Berichtswesens klingt, könnte für die Energiewirtschaft von enormer Bedeutung für die eigene Investitionspolitik werden. Warum dies so ist und welche Anforderungen die Branche ggf. zu erfüllen hat, wollen wir in den folgenden Kapiteln beleuchten. Im ersten Schritt wollen wir jedoch verstehen, was unter dem Begriff nachhaltiges Wirtschaften nach der EU-Taxonomie-Verordnung zu verstehen ist.

EU-Taxonomie-Verordnung: der Nachhaltigkeitsbegriff

Der Begriff nachhaltiges Wirtschaften ist in Art. 3 der EU-Taxonomie-Verordnung geregelt. Dabei verfolgt die EU das Ziel, dass nachhaltiges Wirtschaften einen wesentlichen Beitrag zu den sechs Umweltzielen leistet, es zu keinen erheblichen Beeinträchtigungen von Investitionen auf die Umweltziele kommt sowie soziale Mindeststandards eingehalten werden. Unter den sechs Umweltzielen sind folgende Aspekte zu verstehen:

Klimaschutz
Anpassung an den Klimawandel
Schutz von Wasser- und Meeresressourcen
Verhinderung von Umweltverschmutzungen
Schutz der Biodiversität
Kreislaufwirtschaft, Abfallvermeidung und Recycling

Somit fokussieren sich die europäischen Umweltziele nicht nur auf die Einsparung von CO₂, sondern auch auf weitere Schutzkriterien. Für die unterschiedlichen Ziele soll es unterschiedliche Rechtsakte geben, welche die technischen Bewertungskriterien je Umweltziel definieren und die für die einzelnen Wirtschaftstätigkeiten gelten. Für die ersten beiden Ziele Klimaschutz und Anpassung an den Klimawandel sind diese bereits verabschiedet.

EU-Taxonomie-Verordnung: Auswirkungen auf die Energiewirtschaft

Für die Energiewirtschaft als eine der Hauptemittenten im Bereich CO₂-Emissionen stellt sich im Zusammenhang mit der EU-Taxonomie-Verordnung die Frage, mit welchen Auswirkungen auf die Branche zu rechnen ist. Hierzu zählt u. a. ein technologieübergreifender Emissionsgrenzwert von 100g CO₂ Äq. pro kWh Energie-Output je Erzeugungseinheit. Hiermit würde jede Investition in eine Anlage, die mehr als den genannten Grenzwert übersteigt, als nicht nachhaltig eingestuft werden. Dies würde insbesondere die Erdgaserzeugung treffen, die nach Ansicht einiger Experten für die Umsetzung der deutschen Energiewende benötigt wird. Für die Einhaltung des CO₂-Grenzwertes ist ein verpflichtender Nachweis erforderlich. Ausnahmen sollen jedoch für Photovoltaik-, Wind- und bestimmte Wasserkraftanlagen gelten. Welche technischen Bewertungskriterien für Strom aus Atomkraft oder Erdgas gelten sollen, ist bislang noch in der Diskussion.

Ebenso sollen die Investitionskosten in den Neu- und Umbau von Gasnetzinfrastrukturen für erneuerbare, dekarbonisierte Gase als nachhaltige Investition anerkannt werden. Für Netze zum Transport von Erdgas soll dies jedoch nicht gelten. Für EVU könnte dies bedeuten, dass Investitionen in neue Gasnetzinfrastrukturen in Wasserstoff oder Biomethan getätigt werden sollten, damit das eigene Handeln weiterhin als nachhaltig eingestuft wird. Für Wasserstoff dürfte dies aber vermutlich nur für grünen Wasserstoff gelten, welcher aus erneuerbaren Energien produziert wurde, um den CO₂-Grenzwert nicht zu übersteigen.

Jedoch ist nicht nur die Strom- und Gaswirtschaft von den geplanten Änderungen der EU-Taxonomie-Verordnung betroffen, sondern auch die Wasser- und Abwasserversorgung. Demnach soll für nachhaltige Wasserversorger ein durchschnittlicher Nettoenergieverbrauch pro Entnahme und Aufbereitung für jeden geförderten Kubikmeter Trinkwasser von 0,5 kWh/m³ gelten. Ebenso sollen die Verlustraten beim Transport zum Endkunden kontinuierlich im Einklang mit der EU-Trinkwasserrichtlinie gesenkt werden. Die Abwasserentsorgung soll hingegen den eigenen Energieverbrauch um mindestens 20 % zur Ausgangsleistung senken.

EU-Taxonomie-Verordnung: Auswirkungen für das eigene Unternehmen

Bei den genannten Punkten im vorherigen Kapitel handelt es sich lediglich um Ausschnitte der EU-Taxonomie-Verordnung, welche die Energiewirtschaft betreffen. Für die Energiewirtschaft bedeutet die neue Verordnung konkret, dass sie sich intensiver mit der eigenen Nachhaltigkeit beschäftigen muss. Da viele Kommunen eigene Klimaziele verfolgen, dürften gerade die kommunalen Stadtwerke ein hohes Interesse daran haben, die Anforderungen des nachhaltigen Investierens nach der EU-Taxonomie-Verordnung zu erfüllen. Am Beispiel des Grenzwertes von 0,5 kWh/m³ Trinkwasser wird deutlich, dass das interne Energiemanagement von Versorgern im Unternehmen deutlich ausgebaut werden sollte und Investitionen in intelligente Netze spartenübergreifend zu empfehlen sind, auch wenn die Regulierung in den einzelnen Sparten diesen Ausbau noch nicht ausreichend genug fördert.

Was also auf den ersten Blick lediglich als neue zusätzliche Berichtspflicht aussieht, wird vermutlich in wenigen Jahren eine fundierte Basis bilden, um als nachhaltiges Unternehmen besser an Investitionen zu gelangen. So gibt es bereits heute erste Versorger, die ihre Fremdkapitalfinanzierung von einem eigenen Nachhaltigkeitsindex abhängig machen. Daher wäre es durchaus möglich, dass nicht-nachhaltige Unternehmen in Zukunft unter schlechteren finanziellen Rahmenbedingungen agieren müssen. Unter dem Aspekt der Verpflichtung zur Einhaltung der Klimaziele dürfte die Neugestaltung der Unternehmensfinanzierung durch einen neuen gesetzlichen Handlungsrahmen vermutlich ein effektives Werkzeug sein, die Motivation zur Nachhaltigkeit zu steigern.

Konkret bedeutet dies für Unternehmen, aber vor allem für die Energiewirtschaft, sich frühzeitig mit der eigenen Nachhaltigkeitsstrategie auseinanderzusetzen, auch wenn mit einem Beschluss der EU-Taxonomie-Verordnung erst Mitte des nächsten Jahres zu rechnen ist. Da erste Unternehmen bereits ab 2023 ihre Nachhaltigkeitsberichte veröffentlichen müssen, kann ein proaktives Handeln zu einem ersten positiven Bericht beitragen. Besonders Stadtwerke dürften Wert auf die Erfüllung der Auflagen der EU-Taxonomie-Verordnung legen, da sie im Mittelpunkt der öffentlichen Aufmerksamkeit stehen.

Bei Fragen zu diesem Blogbeitrag und laufenden Umsetzungsprojekten zur FFVAV meldet euch gerne. Folgt auch gerne unserem Blog, wenn euch der Beitrag gefallen hat.