Unsere wichtigsten Erkenntnisse



Netze

  1. Die Eigenstromversorgung durch Solar-Speicher-Systeme in Ein- und Zweifamilienhäusern, Landwirtschaft und Lebensmittelhandel bleibt überschaubar. Sie wird bis 2035 insgesamt maximal gut 44 Terawattstunden pro Jahr erreichen.

    Darin enthalten ist ein erheblicher Anteil an Strom für zusätzliche Wärmeanwendungen, sodass die Eigenversorgung jährlich maximal 24 Terawattstunden des heutigen Strombezugs aus dem Netz ersetzt. Das entspricht rund fünf Prozent des heutigenNettostromverbrauchs. Würde dies kurzfristig realisiert, würde dies die EEG-Umlage um etwa 0,5 Cent pro Kilowattstunde erhöhen.

  2. Das wirtschaftliche Potenzial der Solarversorgung durch Mieterstrommodelle im Wohnbereich und im Gewerbebereich ist derzeit nicht sicher abschätzbar.

    Bislang ist dieser Bereich nur ein kleiner Nischenmarkt, auch wegen der oft komplizierten Eigentümer-Nutzer-Konstellation. Dieser Markt wird wesentlich durch die politische Gestaltung der Rahmenbedingungen, insbesondere bei den Abgaben und Umlagen bestimmt.

  3. Die Politik sollte zügig einen stabilen Rechtsrahmen für Eigenversorgung und Mieterstrommodelle schaffen, der auch die damit verbundenen Umverteilungseffekte angemessen adressiert.

    In den vergangenen Jahren wurde die Eigenstromversorgung politisch sowohl gefördert als auch behindert – teilweise sogar gleichzeitig. Damit dauerhafte Geschäftsmodelle ermöglicht werden, die weder zulasten der anderen Stromverbraucher gehen noch in Zukunft rückwirkend entwertet werden, ist ein langfristig stabiler Ordnungsrahmen erforderlich.

  1. Dezentralität entwickelt sich dauerhaft zu einem neuen Strukturmerkmal der Stromwirtschaft.

    Denn zentrale Technologien der Energiewende (Windkraft, Solarenergie, Stromspeicher, Elektromobilität, Wärmepumpen) bringen eine wesentlich verteiltere Struktur mit sich, die nicht mit immer mehr Netzausbau beantwortet werden kann. Zudem gibt es sowohl ökonomische als auch starke politische und soziale Treiber in Richtung Eigenversorgung und regionale Lösungen.

  2. Dezentralität ist kein Wert an sich, sondern muss sich netztopologisch, ökonomisch oder aufgrund von sozialen beziehungsweise politischen Präferenzen begründen lassen.

    Der Mehrwert dezentraler Lösungen ist oft nicht monetärer Natur (zum Beispiel größere Akzeptanz, breitere Teilhabe) und muss als solcher politisch bewertet werden. Ökonomisch liegt der Wert in der Regel in vermiedenem Netzausbau, für den bisher jedoch ein monetäres Maß fehlt, oder in dem Befriedigen einer Regionalitätspräferenz der Verbraucher, für die jedoch der Marktrahmen fehlt.

  3. Wir brauchen einen Ordnungsrahmen für Dezentralität bei Entgelten, Abgaben und Umlagen.

    Das bisherige System der dezentralitätsbedingten Ausnahmen bei Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen ist hochgradig willkürlich und chaotisch. Es sollte überführt werden in eine klare Struktur, bei der die Höhe der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen differenziert wird nach drei Ebenen: (1) Erzeugung und Verbrauch ohne Nutzung des öffentlichen Netzes, (2) Erzeugung und Verbrauch innerhalb einer Stromregion sowie (3) überregionaler Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch.

Aus Studie Energiewende und Dezentralität
Projekt Dezentralität
  1. Effiziente Regulierungs- und Politikentscheidungen setzen Datentransparenz voraus, um Ausgangslage und Wirkungen beurteilen zu können.

    Dazu müssen zumindest die den Netzbetreibern zugestandenen Kosten und Erlöse veröffentlicht werden. Vor allem auch Wissenschaftler benötigen umfassende Akten- und Dateneinsicht.

  2. Datentransparenz ist im regulierten Monopol für die Netzbetreiber hinnehmbar.

    Anders als im wettbewerblichen Bereich sind Geschäfts- und Betriebsgeheimnisse für den Unternehmenserfolg im regulierten Bereich praktisch nicht relevant. Der internationale Vergleich zeigt, dass Transparenz in anderen Ländern bereits ohne Probleme für den wirtschaftlichen Netzbetrieb praktiziert wird.

  3. Der Verbraucher hat einen Anspruch auf Datentransparenz.

    Das gilt für die Kosten der regulierten Netzinfrastrukturen, die über die Netzentgelte auf die Verbraucher gewälzt werden. Es gilt aber auch für die behördliche Genehmigungspraxis und deren demokratische Kontrolle. Deshalb muss an die Stelle der Regelgeheimhaltung die Transparenz behördlicher Entscheidungen treten.

  4. Bestehende gesetzliche Regelungen zur Datentransparenz müssen durchgesetzt und ergänzt werden.

    Die Datenlage wäre schon deutlich besser, wenn bestehende Vorgaben systematisch umgesetzt und ihre Nicht-Einhaltung konsequent sanktioniert würden. Einfache gesetzgeberische Ergänzungen bestehender Regelungen können den Zugang zu Regulierungs- und Netzdaten weiter verbessern.

  1. Netzengpässe sind in manchen Regionen die neue Normalität. Ihre Behebung bedarf regionaler Flexibilität. Das sind die Lehren aus den steigenden Redispatch- und Windstromabregelungsmengen. Ergänzend zum bundesweiten Strommarkt sind deshalb neue regionale Smart Markets notwendig.

    Sie haben zum Ziel, regionale Flexibilität zu mobilisieren und damit die Effizienz des Systems zu erhöhen. Sie dienen der Vermeidung und Behebung von Netzengpässen. Damit reduzieren sie Redispatch- und Einspeisemanagementmaßnahmen.

  2. Die Netzregionen stehen vor unterschiedlichen Herausforderungen, deswegen eignen sich unterschiedliche Smart-Market-Modelle je nach Netzregion.

    In winddominierten Gebieten entlasten Smart Markets Netzengpässe durch den Einsatz von Nachfrageflexibilitäten wie Power-to-Heat. Hier eignen sich Modelle mit Flexibilitätsbezug durch den Netzbetreiber. In last- und photovoltaikdominierten Regionen geht es darum, Engpässe durch hohe Gleichzeitigkeit von Lasterhöhung (zum Beispiel Nachtspeicherheizungen, in der Zukunft Aufladen von Elektroautos) oder von Stromeinspeisung in die unteren Verteilnetzebenen zu verringern. Hier eignen sich eher Quotenmodelle, die auch mit Sekundärmarkt ausgestaltet werden können.

  3. Der Kosten-Benchmark für Smart Markets sind die derzeitigen Redispatch- und Einspeisemanagementkosten – diese müssen sie unterbieten. Deswegen stellen die hierfür gezahlten Vergütungen auch die Preisobergrenze für regionale Flexibilitätsprodukte dar.

    Mittelfristig stellt sich bei einer hohen Verbreitung von Elektroautos die Frage nach dem optimalen Mix aus Netzausbau und Netzengpassbehebung – und wer dabei welche Kosten trägt.

  4. Smart Markets sind eine No-Regret-Option, für deren Umsetzung regulatorische Hemmnisse abgebaut und Ansätze bereits bestehender Regelungen weiterentwickelt werden müssen.

    Zentral ist hierbei auch eine Reform der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen, da sie entscheidenden Einfluss auf die (regionale) Bereitstellung von Flexibilität haben. Vor allem sind Interaktionen mit bestehenden Strommärkten, eine Weiterentwicklung in der Netzplanung sowie in der Koordination zwischen den Akteuren bezüglich Datenaustausch und Steuerung zu beachten.

  1. Netzentgelte müssen systemdienlich sein und die Integration der erneuerbaren Energien ermöglichen.

    Regelungen, die Inflexibilität bei Erzeugung und Verbrauch oder Eigenverbrauch anreizen, müssen entsprechend angepasst werden. Das betrifft pauschal gewährte „vermiedene“ Netzentgelte genauso wie undifferenzierte Netzentgeltbefreiungen für Großverbraucher.

  2. Die Netzentgelte für die Industrie sollten rasch reformiert werden – weg von den Entgelten auf Basis der Jahreshöchstlast hin zu zeitlich differenzierten Leistungs- und Arbeitsentgelten.

    So können sowohl lokale Netzengpässe adressiert werden als auch Industriebetriebe von niedrigen Börsenpreisen bei hoher Wind- und Solareinspeisung profitieren und so das System stabilisieren.

  3. Höhere Grundpreise oder Leistungskomponenten sind bei Haushaltskunden nicht zielführend.

    Sie wären weder verursachungsgerecht noch sozialverträglich, da die Haushalte mit dem geringsten Verbrauch die größten Zusatzkosten tragen würden.

  4. Kleinverbraucher mit Eigenerzeugung wie Photovoltaik oder Mini-Blockheizkraftwerken profitieren vom Netz und müssen an dessen Kosten beteiligt werden.

    Zeitlich differenzierte Netzentgelte sind auch hier mittelfristig der richtige Ansatz; kurzfristig kann eine differenzierte Netzservicepauschale aushelfen.

  5. Die Netzkosten sollten bundeseinheitlich gewälzt werden.

    Die Energiewende und der Ausbau der Erneuerbaren Energien sind ein nationales Projekt. Ein System, das die Kosten für Netzausbau und Engpassbewirtschaftung einseitig den ländlichen Ausbauregionen auflastet, führt zu Fehlanreizen.

  1. Der Planungsprozess sollte von Anfang an alle ökonomisch vernünftigen Möglichkeiten zur Beschränkung des Netzzubaus einbeziehen.

    Abregelung von Einspeisespitzen, Lastmanagement, gezielte Standortwahl für neue Kraftwerke und innovative Betriebsmittel können den Netzausbaubedarf reduzieren.

  2. Dieses Netz stellt nicht mehr als ein Testergebnis für die Planungsmethode dar.

    Eshat keine Legitimation als Alternative zum bestehenden Netzentwicklungsplan, unter anderem, da es auf anderen Prämissen basiert, ohne Mitwirkung der Netzbetreiber und ohne öffentliche Konsultation sowie ohne Prüfung durch die Bundesnetzagentur entstanden ist.

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