Regulierung und Transparenz

Die transparente Regulierung der Stromnetze ist ein demokratischer Anspruch mündiger Bürger und Verbraucher, transparente Netzinfrastruktur zentrale Erfolgsbedingung für eine effiziente Energiewende. Die Energiewirtschaft braucht eine Transparenzwende.

Transparenz staatlichen Handelns ist ein zentraler Aspekt des demokratischen Rechtsstaats. Das Wissen der Bürger über das Handeln staatlicher Gewalten ist eine wesentliche Voraussetzung demokratischer Selbstbestimmung. Durch die Verbreitung elektronischer Kommunikation hat sich ein verstärkter gesamtgesellschaftlicher Trend hin zu mehr Transparenz etabliert, obrigkeitsstaatliches Denken und Handeln sind auf dem Rückzug.

Die Regulierung der Energienetze bildet eine Ausnahme, sie ist weitgehend intransparent. In ihrer Eigenschaft als Stromverbraucher sind die Bürger deshalb gezwungen, Netznutzungsengelte zu zahlen, deren Zustandekommen kaum nachvollziehbar ist. Darüber hinaus behindert die spärliche Datenlage wissenschaftliche Untersuchungen, die für eine ausführliche und öffentliche Diskussion im Vorfeld energiepolitischer Entscheidungen wichtig sind.

Doch nicht nur staatliche Regulierungsbehörden, sondern auch die Betreiber der regulierten Netzmonopole sehen sich Transparenzforderungen ausgesetzt. Im Zuge der Energiewende sind die Netznutzer (Erzeuger, Vertriebe, Verbraucher, sonstige Dienstleister) immer mehr auf die zuverlässige und effiziente Bereitstellung von Daten angewiesen, um die Netzinfrastruktur sicher und flexibel nutzen zu können.

Der Ausbau der Stromnetze, die damit verbundenen Kosten und die neuen Anforderungen an die Netzinfrastruktur machen Transparenz speziell in diesem Bereich zu einer zentralen Erfolgsvoraussetzung der Energiewende. Wir haben uns deshalb zur Aufgabe gemacht, darüber nachzudenken, wie die Energiewirtschaft auch eine Transparenzwende vollziehen kann.

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Jesse Scott

Jesse Scott

Direktorin Internationales Programm (bis September 2022)

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    Kernergebnisse

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      Klimaneutralität 2045 bedeutet auch den Ausstieg aus Erdgas. Der aktuelle Ordnungsrahmen für die Erdgasnetze ist gegenüber dieser Entwicklung blind.

      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.

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      Der Ordnungsrahmen für Erdgasnetze kann insbesondere durch eine erweiterte Wärmeplanung transformationsdienlich und mit den Klimazielen vereinbar gestaltet werden.

      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.

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      Eine geordnete und rechtzeitige Stilllegung der Gasverteilnetze führt zu geringeren Ausstiegskosten und erhöht die Planungssicherheit. Netzkund:innen und Netzbetreiber profitieren hiervon besonders.

      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.

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      Die Erdgasverteilnetze sind weitestgehend abgeschrieben. Ein verbesserter Ordnungsrahmen ver­meidet Fehlinvestitionen und stärkt das Fachkräfteangebot in anderen Bereichen.

      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.

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      Eine gesetzlich verankerte und ambitioniert gestaltete 65-Prozent-Regel senkt den Gasverbrauch und hilft die Gebäude-Klimaziele zu erreichen.

      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.

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      Die 65%-Regel schafft Planungssicherheit für Marktakteure und fördert so den Aufbau von Wärmepumpen-Fertigungskapazitäten und neuen Geschäftsmodellen.

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

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      Wärmepumpen heizen auch im Bestand ohne oder mit geringen Sanierungsmaßnahmen effizient.

      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.

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      Mehr Fachkräfte für die Installation – dafür braucht es begleitende Maßnahmen.

      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.

    Aus Studie : Durchbruch für die Wärmepumpe
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      Die aktuellen Beihilfevorgaben erschweren den schnellen, ambitionierten Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland.

      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.

    2. 2

      Es ist möglich, neue Wind- und Solaranlagen über ein neues, schlankeres und beihilfefreies EEG II abzusichern:

      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.

    3. 3

      Eine EEG-Umlage nahe Null ist auch in einem solchen Modell möglich.

      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.

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      Ein neues, beihilfefreies und schlankeres EEG II zur Absicherung des großskaligen Ausbaus von Wind- und Solaranlagen ist der nächste Schritt zu einem neuen Marktdesign für eine Welt mit 100% Erneuerbaren.

      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.

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      Bei der Konzeption der Ausschreibungen im Rahmen des SchnellLG muss der Aspekt der Netzkosten vom Bund mitbedacht werden.

      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.

    2. 2

      Die sehr unterschiedlichen und für die Schnellladeinfrastruktur insgesamt hinderlichen Leistungspreise des Netzes sollten zügig durch einen bundesweit einheitlichen durchschnittlichen Netz-Arbeitspreis ersetzt werden.

      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.

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      Die Kostenallokation der Stromnetze bedarf einer grundsätzlichen Neuausrichtung.

      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.

    Aus Studie : Ladeblockade Netzentgelte
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      Die Energiewende in den Stromverteilnetzen gelingt auch bei einer Vollelektrifizierung des Pkw-Verkehrs.

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

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      Gesteuertes Laden lässt sich so gestalten, dass es für die Nutzer kaum merkliche Einschränkungen mit sich bringt.

      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.

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      Die Energiewende in den Stromverteilnetzen gelingt auch bei einer Vollelektrifizierung des Pkw-Verkehrs.

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

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      Gesteuertes Laden lässt sich so gestalten, dass es für die Nutzer kaum merkliche Einschränkungen mit sich bringt.

      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.

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      Bundesnetzagentur und Netzbetreiber sollten Roadmaps für die flächendeckende Einführung der Maßnahmen vereinbaren, verbunden mit klaren Zeitzielen. Etwaige regulatorische und organisatorische Hemmnisse können zügig abgebaut werden.

      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.

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      Längerfristig ermöglicht die Einführung einer innovativen, automatisierten Systemführung eine ­höhere Auslastung der Stromnetze.

      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.

    Aus Studie : Toolbox für die Stromnetze
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      Mit kurzfristigen Sofortmaßnahmen können die Kosten für Redispatch und die Abregelung von Erneuerbare-Energien-Strom deutlich gesenkt werden.

      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.

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      Innovative Sofortmaßnahmen, die kurzfristig Stromleitungen entlasten, sollten aktiver Bestandteil der Netzplanung sein.

      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.

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      Netzoptimierungs- und -verstärkungsmaßnahmen sind heute bereits Stand der Technik, ­werden aber noch viel zu selten eingesetzt.

      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.

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      Um die Kosten für die Netzeingriffe deutlich zu senken und den Bestand der einheitlichen deutschen Preiszone zu erhalten, ist ein unmittelbar im Koalitionsvertrag verankertes Sofortprogramm „Optimierung der Bestandsnetze“ unumgänglich.

      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.

    Aus Studie : Optimierung der Stromnetze
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      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.

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      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. 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. 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. 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. 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.

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      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. 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.

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      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. 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.

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      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.

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      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.

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      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.

    Aus Studie : Netzentgelte in Deutschland
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      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.

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    4. 4

      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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