Unsere wichtigsten Erkenntnisse

Selbst unter Berücksichtigung einer Um­rüstung auf Wasserstoff sinkt der Gasnetzbedarf 2045 um über 90 Prozent. Ohne eine Anpassung des Ordnungs­rahmens drohen bis 2044 eine Versechzehnfachung der Netzentgelte und Stranded-Assets von bis zu 10 Milliarden Euro.

Eine solche Energie-Verteil-Strategie integriert die Planung von Wärme-, Strom- und Gasnetzen. Sie ermöglicht einen Wechsel hin zu anderen Wärmequellen und stellt zudem sicher, dass die lokale Planung die Gesamtverfügbarkeit von Wasserstoff und Biomasse auf nationaler Ebene berücksichtigt.

Ein Bonussystem für die rechtzeitige und koordinierte Stilllegung von (Teil-)Netzen ermöglicht die finanzielle Absicherung der Netzbetreiber und führt darüber hinaus zu jährlichen Kosteneinsparungen von bis zu fünf Milliarden Euro, wodurch der Netzentgeltanstieg gedämpft wird.

Trotz der langen Abschreibungsdauer von rund 45 Jahren beträgt der kalkulatorische Restwert der Erdgasverteilnetze aktuell 20 – 60 Mrd. Euro und damit lediglich 10 – 20 Prozent der Neubeschaffungskosten. Jedoch floss noch 2021 die Rekordsumme von 1,1  Milliarden Euro in den Netzneubau. Ein schnelles Gegensteuern wirkt kostensenkend und unterstützt so einen konfliktarmen Ausstieg.

Ausnahmeregelungen sollten eng gefasst sein. (Nachhaltige) Biomasse ist knapp und sollte Gebäuden vorbehalten sein, die anders schwer zu versorgen sind. Wasserstoff steht mittelfristig im Wärmemarkt nicht ausreichend zur Verfügung und stellt keine sinnvolle Umsetzungsoption dar.

Dies unterstützt den notwendigen Hochlauf auf 500.000 Wärmepumpen pro Jahr ab 2024 und ermöglicht deutschen Wärmepumpenherstellern, Kostenreduktionspotenziale durch stärker automatisierte Fertigungsprozesse zu erschließen.

Wärmepumpen am Markt erfüllen schon heute nahezu alle denkbaren Anforderungen. In sehr vielen Fällen arbeiten Wärmepumpen auch mit vorhandenen Heizkörpern erfolgreich und liefern kostengünstiger Wärme als Gaskessel.

Um ausreichend Fachkräfte zu qualifizieren, müssen die Ausbildungsinfrastruktur gefördert, die Fortbildung finanziert und die Ausbildungscurricula aktualisiert werden. So werden neue, attraktive Berufsfelder geschaffen, während Qualität und Tempo des Wärmepumpen-Einbaus steigen.

Zum einen, weil die Abstimmung mit der Europäischen Kommission erfahrungsgemäß sehr lange dauert. Zum anderen, weil die sogenannte endogene Mengensteuerung, die die Kommission fordert, die jährlich möglichen Ausschreibungsmengen deutlich begrenzt und so dem notwendigen Ausbau im Wege steht.

Die Bestandsanlagen bleiben im Finanzierungssystem des EEG 2021, das aufgrund der Bundeszuschüsse zur EEG-Umlage klar als Beihilfe einzuordnen ist. Die Absicherung kostengünstiger Neuanlagen könnte über Ausschreibungen in einem entschlackten EEG II erfolgen, das beim Finanzierungsmechanismus dem Urteil des EuGH folgt und keine Beihilfe ist.

Der „Kostenrucksack“ der Bestandsanlagen im EEG 2021 könnte über Bundeszuschüsse auf Null gesenkt werden. Die Absicherung des künftigen Ausbaus von Wind und Solar im EEG II verursacht kaum Kosten, gerade bei hohen CO2-Preisen. Beschränkt man den neuen Finanzierungsmechanismus auf den Ausbau dieser Technologien, ist die verbleibende EEG-Umlage daher ebenfalls nahe Null.

Die Bundesregierung sollte rasch Gespräche mit der EU-Kommission aufnehmen, um auf diesem Weg voranzuschreiten – und mittelfristig ein neues Marktdesign zu etablieren, das die Beihilfe-Diskussionen bei Erneuerbaren Energien überflüssig macht.

Ansonsten ist zu erwarten, dass Ladeinfrastruktur nur in Netzen mit günstigen Anschluss- und fixen Netzbetriebskosten entsteht und für bestimmte Gebiete möglicherweise gar keine Angebote eintreffen. Um das Problem zu lösen, sind zwei Ansätze denkbar: Der Bund sollte entweder verschiedene Netze mit unterschiedlichen Netzkosten in einem Los zusammenlegen oder befristet einen Teil der Netzkosten übernehmen.

Die momentanen Leistungspreise bemessen sich im Regelfall an der Spitzenleistung, unabhängig davon, ob ein Fahrzeug oder sehr viele Fahrzeuge geladen werden. Dies ist nicht sachgerecht, weswegen auch in anderen EU-Ländern die Leistungspreise für Ladeinfrastruktur angepasst werden.

Mittelfristig ist eine an den tatsächlichen Netzausbaukosten angenäherte Entgeltstruktur zu erarbeiten, die weniger auf Jahresleistungspreise abstellt. Die Netzentgelte, gerade auch für das Laden von Elektro-Autos, sollten stärker an den langfristigen Systemkosten und weniger an einer lokalen Situation oder suggerierten Verursachungsgerechtigkeit ausgerichtet werden.

Netzdienliches Laden reduziert Lastspitzen durch gleichzeitig ladende Fahrzeuge und elektrische Wärmepumpen. Außerdem verlagert es Verbrauch in Zeiten mit hohen Einspeisespitzen durch Sonnen- und Windenergieanlagen.

Ohne Mobilitätswende, mit 45 statt 30 Mio. Elektro-Pkw, betragen die jährlichen Investitionen 2,1 Mrd. Euro.

Allerdings muss die Elektromobilität angemessen an der Zahlung der Netzentgelte beteiligt werden.

Hierfür muss netzdienliche Ladesteuerung zum Standard werden. Es braucht sichere Informations- und Kommunikationstechnologie, Anreize und gegebenenfalls Verpflichtungen zur Steuerbarkeit. Präventive, indirekte Steuerung über Anreize zum netzdienlichen Laden sollten Vorrang vor direkter Steuerung durch den Verteilnetzbetreiber haben.

Netzdienliches Laden reduziert Lastspitzen durch gleichzeitig ladende Fahrzeuge und elektrische Wärmepumpen. Außerdem verlagert es Verbrauch in Zeiten mit hohen Einspeisespitzen durch Sonnen- und Windenergieanlagen.

Ohne Mobilitätswende, mit 45 statt 30 Mio. Elektro-Pkw, betragen die jährlichen Investitionen 2,1 Mrd. Euro.

Allerdings muss die Elektromobilität angemessen an der Zahlung der Netzentgelte beteiligt werden.

Hierfür muss netzdienliche Ladesteuerung zum Standard werden. Es braucht sichere Informations- und Kommunikationstechnologie, Anreize und gegebenenfalls Verpflichtungen zur Steuerbarkeit. Präventive, indirekte Steuerung über Anreize zum netzdienlichen Laden sollten Vorrang vor direkter Steuerung durch den Verteilnetzbetreiber haben.

Deshalb gilt es, Sofortmaßnahmen zur höheren Auslastung der Bestandsnetze umgehend auszuschöpfen, um Netzengpässe zu vermeiden, bis der Ausbau der Stromautobahnen realisiert ist. Zudem werden durch diese Maßnahmen auch die Netze benachbarter Staaten entlastet.

Für diesen kürzeren Zeithorizont – zwei bis vier Jahre – sollte der Prozess der Netzplanung angepasst werden. Kernkriterium hierbei ist, dass die Umsetzung dieser Sofortmaßnahmen nachweislich günstiger ist als die Kosten, die andernfalls aus Redispatch und der Abregelung von Erneuerbare-Energien-Anlagen resultieren.

Zu den Maßnahmen gehören das Freileitungsmonitoring, Hochtemperaturleiterseile und der Einsatz von Querreglern. Genehmigungsverfahren sollten – wo möglich – vereinfacht werden, um eine Beschleunigung der Umsetzung zu erreichen; und die Netzbetreiber sollten sich auf einen klaren Zeitplan für den Rollout der Technologien festlegen.

Dieses müsste von der künftigen Regierung zügig beschlossen und schon im ersten Halbjahr 2018 umgesetzt werden, um noch vor 2020 Wirkung entfalten zu können. Denn beim Netzausbau sind kurzfristige Erfolge notwendig für den Erhalt der einheitlichen deutschen Gebotszone.

So kann eine höhere Auslastung der Bestandsnetze mit einem Vorlauf von zwei bis vier Jahren technisch problemlos umgesetzt werden.

Zudem kann der netzdienliche Einsatz von ­Speichern die Effizienz bei der Netzengpassbewirtschaftung erhöhen.

Bislang genießen Maßnahmen zur Steigerung der Kapazitäten im Bestandsnetz weder in Genehmigungsprozessen noch in der Umsetzung eine hohe Priorität. Bei entsprechender Fokussierung kann jedoch bis 2021 und 2023 viel realisiert werden.

Kurze Reaktionszeiten durch automatisierte, schnelle Steuerungszugriffe kombiniert mit Online-Dynamic Security Assessment erlauben einen reaktiven, fehlerbasierten Redispatch. Um das hohe Sicherheitsniveau des deutschen Stromsystems aufrechtzuerhalten, sind jedoch noch eine Vielzahl von Fragen zu analysieren und Prozesse zu definieren. Unter Federführung der Bundesnetzagentur sollte schon jetzt eine Roadmap zur Strukturierung und Umsetzung ent­worfen werden, damit diese im Laufe der 2020er Jahre nach und nach umgesetzt werden können.

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.

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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

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

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

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

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.

Die Beschränkung auf ein „Leitszenario“ greift zu kurz.

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

 Der Nachweis wurde erbracht.

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.