Strompreise regional, netzdienlich und verursachergerecht

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Verursachergerechte lokale Strompreise zum Ausgleich vom Dargebot und Verbrauch erneuerbarer Energien vor Ort inkl. Deregulierung der Eigenstromnutzung (Strommarkt 5.0)

Wünschenswert sind lokale Strompreise, die zum Ausgleich von erneuerbarer Stromerzeugung z.B. aus Sonne und Wind und Verbrauch beitragen und die Residuallast so effizient als möglich erzeugen.

Wind- und Solaranlagen erzeugen heute nicht nur verlässlich Strom, sondern sogar günstiger als neue mit fossilen Energieträgern betriebene Kraftwerke. Das Problem: Der Wind bläst nicht immer gleich stark und an regnerischen Tagen erzeugen Solaranlagen weniger Strom als an sonnigen und im Winter manchmal tagelang nur selten. Strom aus den Erneuerbaren ist oft „fluktuierend“.

Im Strommarkt nennt man den Anteil der verbrauchten Energie, der zu einem bestimmten Zeitpunkt nicht aus fluktuierenden Erneuerbaren Quellen, wie z.B. Solar- und Windkraftanlagen abgedeckt wird, Residuallast. Wollen wir in Zukunft vollständig aus der fossilen Energieversorgung aussteigen, muss auch diese Lücke von Erneuerbaren Energien geschlossen werden. Oder anders formuliert: Ziel für das zukünftige Strommarktdesign muss es sein, die Residuallast so gering wie möglich zu halten.

Möglich ist das unter anderem, wenn sich der Verbrauch von Energie stärker an der erneuerbaren Erzeugung orientiert: In Privathaushalten können zum Beispiel die Waschmaschine laufen und kann das E-Auto in der Garage aufgeladen werden, wenn gerade viel Energie aus Wind und Sonne zur Verfügung steht. Ebenso könnte die Industrie energieintensive Prozesse nach dem erneuerbaren Angebot takten. Dafür bietet der Strommarktdesign bisher aber kaum geeignete Preisanreize.

Um das Netz zu entlasten und die Residuallast so gering wie möglich zu halten, können Angebot an Erneuerbaren und die Nachfrage auch regional bereits austariert werden, also schon in den Verteilnetzen. Kleine Verbrauchergruppen, die ihre Energieversorgung selber in die Hand nehmen, sollten dafür gefördert werden – ohne bürokratische Hürden. Selbst erzeugte und genutze erneuerbarer Strommengen vom Dach oder Balkon sowie effzienter erzeugter Strom aus dem Keller dürfen nicht länger mit Bürokratie oder Steuern- und Abgaben beaufschlagt werden. Sie sollten gleich behandelt werden wie eine Energiesparmaßnahme. Und auch das „Energy Sharing“ in räumlicher Nähe, in dem sich mehrere Personen den Betrieb einer Erzeugungsanlage teilen, sollte einfach möglich werden.

Perspektivisch sollte die fossile Residuallast zu 100 Prozent durch Kraftwärmekopplung mit grünem Wasserstoff geleistet werden (MP 15). Relevanter Maßstab ist die schnellstmögliche Reduktion der Treibhausgase.


Als Mitglied des 20. Bundestages werde ich folgende Gesetzesinitiativen zum Klimaschutz einbringen oder unterstützen, durch die

  1. lokale Strompreise eingeführt werden, die die Netzbelastung und Erzeugungsqualität (erneuerbar oder fossil in g CO2e/kWh) widerspiegeln und damit für Unternehmen und Haushalte Anreize schafft, den Strombedarf zeitlich besser an das physikalische Dargebot von erneuerbarem Strom vor Ort anzupassen,
  2. vor Ort mehr Suffizienz, Effizienz und mehr Flexibilität entsteht und Erneuerbare Energien auch ohne Förderbedarf ausgebaut werden können und
  3. die Abgabe erneuerbarer Energien und von Strom aus KWK innerhalb einer Kundenanlage und im räumlichen Zusammenhang (Energy sharing) dereguliert wird.

Hintergrund: Beschreibung der Vorschläge im Detail

Der Strommarkt heute – Problembeschreibung

Für den Klimaschutz geht es bei der Stromerzeugung um den schnellstmöglichen Ausstieg aus Stein- und Braunkohle und Erdgas. Gleichzeitig geht es um den Aufbau von Flexibilität, die neben dem Ausbau der Erneuerbaren die Residuallast (Stromverbrauch abzüglich des erneuerbaren Anteils) möglichst flexibel, treibhausgasarm, kosten- und energieeffizient abdeckt.

In einigen Regionen der Welt werden schon heute Solarkraftwerke gebaut, deren Gestehungskosten in der Größenordnung der Betriebskosten/Grenzkosten (durchschnittlich ca. 30 €/MWh) von Kohlekraftwerken liegen und auch in Deutschland liegen die Gestehungskosten (Vollkosten) einzelner Solar- und Windkraftwerke bereits unter den Gestehungskosten konventioneller fossiler Kraftwerke. In Deutschland reichen jedoch die Erlöse für Strom in der Regel noch nicht, um Investitionen in neue erneuerbare oder flexiblere Kraftwerke zur emissionsarmen Abdeckung der Residuallast ohne eine Förderung durch das Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) bzw. das Kraft-Wärmekopplungsgesetz (KWKG) auszulösen.

Hinzu kommen lange Genehmigungsverfahren und lokaler Widerstand gegen Windkraftwerke. Flexible Kraftwerke müssen zukünftig bei sinkenden Einsatzzeiten ihre Kapitalkosten in immer weniger Stunden refinanzieren können. Folglich werden auf erneuerbaren Energiequellen basierende und flexible Residuallastkraftwerke nicht in dem Maße wie notwendig gebaut. Erst das Zusammenspiel zwischen wirksamen CO2-Preisen (MP 10) und einer Reform des Strommarktes (MP 13) sowie die Festlegung im Grundgesetz, dass spätestens ab z.B. 2035 Geschäftsmodelle mit fossilen Energieträgern in Deutschland ein Ende finden (MP 1), schaffen das notwendige politische und ökonomische Vertrauen, um in den Ausbau der Erneuerbaren Energien und flexible Residuallastkraftwerke, Lastmanagement u. v. m. zunehmend auch ohne Förderung durch EEG und KWKG investieren zu können. Ein Kapazitätsmarkt wie z. B. in England oder Frankreich oder Kapazitätsreserve wie in Deutschland, die über die Netzentgelte vergütet wird, können zwar die Versorgungssicherheit gewährleisten, zur schnellstmöglichen Defossilisierung unserer Energieversorgung tragen sie jedoch kaum bei. Strom aus konventionellen fossilen Kraftwerken wird Jahre im Voraus zum Tag X entweder auch über die Strombörse oder im freien Handel (Terminmarkt) verkauft. Am kurzfristigen Spotmarkt, an dem die erneuerbaren Energiemengen (EE) gehandelt werden, treffen die EE an Tagen mit hoher Erzeugung aus Sonne und/oder Wind immer öfter auf einen Strombedarf, der durch Terminverträge fossiler Kraftwerke bereits gedeckt ist. In dieser Situation können an der Strombörse agierende fossile Kraftwerksbetreiber je nach Preis an der Börse entweder Strom selbst produzieren und verkaufen oder sie kaufen und verkaufen ihn. Sie müssen ihre Produktion bei einem Überangebot nicht herunterfahren, aber sie können und tun es, wenn es sich für sie lohnt. So erlösen konventionelle Kraftwerksbetreiber zu Zeiten negativer Strombörsenpreise nicht nur den vor langer Zeit vertraglich vereinbarten Terminmarktpreis, sondern erhalten noch Geld fürs Herunterfahren der Kraftwerke, sparen Brennstoffkosten und können ggf. überschüssige Emissionszertifikate für spätere Zeiten vorhalten oder verkaufen. Inzwischen ist die Marktmacht von wenigen Versorgungsunternehmen wie RWE so groß geworden, dass das Bundeskartellamt feststellt, „…Mit der in Folge des fortschreitenden Atomausstiegs und Kohleausstiegs konkret bevorstehenden weiteren Marktverknappung könnte sich möglicherweise eine kritisch zu bewertende Verstärkung der Marktmacht von RWE ergeben. Hinzu kommen die jüngsten Veränderungen im Bereich der Regelenergie, die mögliche Marktmachtprobleme in diesem Bereich zumindest nicht ausgeschlossen erscheinen lassen.“ (Bundeskartellamt 2020)

Der nach dem EEG geförderte erneuerbare Strom wird derzeit am Strommarkt bei niedrigen und zunehmend negativen Strombörsenpreisen am Day-Ahead-Handel gegenüber dem konventionellen unter Wert gehandelt. Wirtschaftliche Einbrüche mit geringerem Stromverbrauch wie zur Coronakrise verschärfen die Erlösunterschiede zwischen EEG-Anlagen und fossilen Kraftwerken. Allein diese Korrelation zeigt, dass das Strommarktdesign dringend überarbeitet werden muss.

Die Folge: Trotzdem die Vollkosten für Wind und Photovoltaik seit Jahren sinken, steigen die Stromkosten für Verbraucherinnen und Verbraucher und für die nicht von der EEG-Umlage befreiten Betriebe. Gleichzeitig sinkt der mittlere Börsenwert des Stroms nach einem Maximum von fast sieben Cent je Kilowattstunde (kWh) im Jahr 2009 auf unter drei Cent je kWh im Jahr 2020. Die Anzahl der Stunden im Jahr mit negativen Strombörsenpreisen stieg von 134 in 2018 auf 298 in 2020. Am Sonntag, den 16.2. gab es an 22 aufeinanderfolgenden Stunden negative Großhandelsstrompreise. Grund dafür war die hohe Einspeisung aus Erneuerbaren Energien, insbesondere durch Windkraftanlagen aufgrund des Orkantiefs „Victoria“. Über den Tag deckte Erzeugung aus Erneuerbaren den Nettostromverbrauch (die Netzlast) zu 95,5 %.

Die Schwankungen der CO2-Emissionen im deutschen Strommix im Tages- und Jahresverlauf liegen zwischen 87 und 664 g CO2e pro kWh (EUPD 2021). An den einzelnen Netzknoten (Umspannwerken) bzw. in den Verteilnetzen variieren die CO2-Emissionen noch stärker. So wird die Netzlast in Schleswig-Holstein an vielen Stunden im Jahr bereits zu mehr als 100% durch Wind- und Solarenergie gedeckt.

Hätte es genug Flexibilität in den Verteilnetzen in Deutschland, käme es erst gar nicht zu negativen Strompreisen.

Das dem heutigen Stromhandel zugrundeliegende Konzept der „Kupferplatte“ täuscht ein engpassfreies Stromnetz vor. Durch die starke Durchdringung des Netzes mit volatilen Erzeugern und Verbrauchern, die entweder gar nicht oder auf ungeeignete Signale hin optimieren, ist das nicht mehr zeitgemäß. In Deutschland kostet Strom an der Strombörse landesweit gleich viel. Ist das Angebot im Netz groß, so ist der Preis niedrig. Für die stromintensiven Industrien, die von vielen Abgaben weitgehend befreit sind, führen die niedrigen Strombörsenpreise durch den zuvor geschilderten Grenzkostenmarkt zu vergleichsweise niedrigen, gegenüber dem Ausland wettbewerbsfähigen Industriestrompreisen. Investitionen in Effizienz und dringend benötigte neue, flexiblere, effizientere Residualkraftwerke zur Abdeckung des zukünftig höheren Strombedarfs für Wärmepumpen (Wärme) und alternative Antriebe (Verkehr), insbesondere während der kalten Dunkelflaute (in der wenig Strom aus Wind und Sonne zur Verfügung steht), bleiben so jedoch aus. Im Wesentlichen werden auf diese Weise mittelständische Unternehmen und Endverbraucher mit den Kosten der Energiewende belastet. Eine verursachergerechte Umlage der Klimaschadenskosten bzw. der Energiewende über die Endprodukte erfolgt nicht. Und auch das CO2-Preissignal des Europäischen Emissionshandels kommt beim Konsumenten bisher nicht an (vgl. MP 10).

Der Strommarkt von Morgen

Geeignete Preissignale sind solche, die das physikalische Angebot an erneuerbarem Strom und den Bedarf besser aufeinander abstimmen und zu mehr Suffizienz, Effizienz, dem Ausbau der Erneuerbaren und Flexibilität vor Ort führen.

Automatische Lastverschiebungen (Easy Smart Grid) ließen sich so auch in kleineren Leistungseinheiten bei Verbrauchern durch geeignete Preissignale rentabel umsetzen. Preissignale können damit einen wichtigen Beitrag zum erforderlichen Ausgleich von Stromerzeugung und -verbrauch und zu Kosteneinsparungen beim Netzausbau (so zentral wie nötig, so dezentral wie möglich) leisten.

Die Debatte rund um das KWK-Gesetz, das EEG, die Netzentgelte und auch um das Strommarktdesign wird bisher zu sehr aus Sicht der Stromwirtschaft geführt. Jegliche Betrachtung wird unter Strommarktgesichtspunkten, insbesondere mit Blick auf Industriestrompreise unter 4 Cent/kWh, angestellt. Dabei ist die Energiewende ohne Wärmewende nicht denkbar! Wichtig sind hier eine umfassende Sanierung der Gebäudesubstanz, der optimale Ausgleich von Verbrauch und Erzeugung Erneuerbarer vor Ort und die Ausnutzung des europäischen Stromnetzes, um die Treibhausgasemissionen der Stromerzeugung möglichst gering zu halten. Gerade im Zentrum von Großstädten wird es jedoch noch auf Jahre einen Heiz- und Warmwasserwärmebedarf geben, der nicht durch erneuerbare Energieträger gedeckt werden kann. Dezentrale Kraftwärmekopplungs(KWK)-Anlagen können diesen Restwärmebedarf und auch die Stromerzeugung während der „kalten Dunkelflaute“ durch Nutzung des KWK-Prinzips ökologisch sinnvoll und effizient decken und könnte bei geeigneten planungssicheren Preissignalen auch ohne Förderung durch das KWK-Gesetz auskommen.

(1) 100% der Residuallast durch Kraftwärmekopplung (KWK) mit grünem Wasserstoff !

Die dezentrale KWK kann kontinuierlich auf grüne Wasserstoff-KWK umgestellt und hat den geringsten Bedarf an grünem Wasserstoff zur Abdeckung der Residuallast im Strom und Wärmebereich (vgl. auch Stiftung Klimaneutralität 2021). Sowohl im Gebäudebereich als auch im Bereich der Industrie kommt es in Abhängigkeit des Dargebots an Erneuerbaren Energien auf die optimierte Kombination aus grüner effizienter Direktstromnutzung (z.B. Wärmepumpen), der Nutzung des grünen Wasserstoffs in KWK-Anlagen oder als Brennstoff in Hochtemperaturprozessen oder chemischer Grundstoff an. (vgl. MP 14, MP 15)

(2) Änderung der Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung (AusglMechAV auch Wälzungsmechanismus im EEG genannt)

Mit dem Erlass der AusglMechV vom 27. Mai 2009 nahm die Bundesregierung einen Paradigmenwechsel bei der Vermarktung und Vergütung der unter das EEG fallenden Strommengen vor (Drucksache 16/13188). Die EEG-Mengen verbleiben seit 2010 bei den Übertragungs­netzbetreibern, welche verpflichtet sind, sie ausschließlich auf dem vortäglichen (Day Ahead) oder untertäglichen (Intraday) Spotmarkt einer Strombörse zu vermarkten. Seitdem ist genau das passiert, was vorhergesagt wurde (z.B. Jarass 2009). Da die konventionellen Kraftwerke auch bei massiver EEG-Einspeisung theoretisch weiter produzieren können, regeln sie nur bei entsprechender Vergütung (geringe oder negative Preise) am Spotmarkt herunter, wodurch die Erlöse für den EEG-Strom erheblich reduziert werden. Damit wird künstlich eine sehr hohe Differenz zwischen EEG-Einspeisepreis und an der Strombörse erzieltem Verkaufserlös kreiert und damit eine scheinbar sehr hohe Förderung durch das EEG (EEG-Umlage) ausgewiesen. So wurde das EEG mit dem Argument zu hoher Strompreise in Misskredit gebracht.

Die Änderung des Wälzungsmechanismus, z.B. durch Einkürzung der erneuerbaren Strommengen und Vergütung der EEG-Mengen am Spotmarkt zum durchschnittlichen Terminmarktpreis des letzten Jahres, wäre ein notwendiger Schritt, um die Erneuerbaren am Strommarkt angemessen zu vergüten. Die EEG-Umlage und die am Terminmarkt gehandelten Mengen würden sinken, und dynamisierte Strombörsenpreise beim Verbraucher Flexibilität anreizen und die konventionellen unflexiblen Erzeuger aus dem Markt drängen.

(3)  Lokale (dynamisierte) Strompreise, die den optimalen Ausgleich zwischen Verbrauch, Last im Netz und erneuerbarer Erzeugung ermöglichen – Echtzeittarife vor Ort

Die Implementierungskosten für dynamische lokale Stromtarife können über geeignete Rundsteuersignale gering gehalten werden. Eine einmal erschlossene Flexibilität lässt sich für unterschiedliche Zwecke einsetzen, beispielsweise neben dem innerbetrieblichen Spitzenlastmanagement auch zur Spotmarktoptimierung oder für den Regelleistungsmarkt.

Dynamische lokale Stromtarife ermöglichen automatische zeitliche Lastverschiebungen auch in kleineren Leistungsklassen rentabel umzusetzen. Diese zusätzlichen Potenziale zur Lastverschiebung leisten einen wichtigen Beitrag zum erforderlichen Ausgleich von Stromerzeugung und -verbrauch zu jedem Zeitpunkt.

Die meisten bisherigen Vorschläge zu dynamisierten lokalen Strompreisen (auch Regionale Flexibilitätsmärkte genannt) orientieren sich am bestehenden Day-Ahead- und Intradaymarkt (Meese 2018). An den einzelnen Netzknoten (Umspannwerken) bzw. in den Verteilnetzen variieren die Anteile der Erneuerbaren Energien und damit die CO2-Emissionen des Strommixes über die Zeit sehr stark. Ein Preissignal, das sowohl die Netzauslastung als auch die Emissionen des aus dem Netz zusätzlich bezogenen Stromes (Verdrängungsmix) berücksichtigt, gibt die richtigen Anreize, um in Erneuerbare Energien und Flexibilität zu investieren. Das Preissignal reflektiert direkt den zeitlichen und lokalen Netzzustand (die Abweichung von Markt und Physik wird eliminiert) und die Emissionen des erzeugten Stroms im Netz, so dass Unternehmen und Haushalte Anreize zum Handeln bekommen wie z.B. KWK herunterfahren und Wärmepumpe einschalten, verschiebbare Lasten regulieren oder in Erneuerbare Energien oder flexible Erzeuger investieren. Dass lokal flexible Strompreise, die bisher aber nur auf das Börsenpreissignal reagieren können, prinzipiell auch für Haushaltskunden umsetzbar sind, zeigen einige kleine Stromanbieter wie tibber, leider noch nicht mit dem Maßstäben CO2-Ausstoß und Netzdienlichkeit.

(4) Netzampel für besseres Lastspitzenmanagement

Vor allem durch den Umstieg auf Wärmepumpen, Elektromobilität und Wasserstoff werden die benötigten erneuerbaren Strommengen zukünftig stark ansteigen. Für die Stromnetze bedeutet das eine höhere Auslastung. Bisher wird die Leistungspreiskomponente der Netzentgelte in der Regel über die höchste im Jahr anfallende Lastspitze ermittelt und stellt somit eine relevante Größe der Energiekosten von Industrieunternehmen dar.

Bei einem etwaigen Ausfall einer KWK-Anlage, z.B. durch Wartungsarbeiten an einem Blockheizkraftwerk, bestimmt die dann bezogene mögliche Spitzenlast den Leistungspreis für den Betreiber für das ganze Jahr. Bei vielen Unternehmen fallen aber solche Ereignisse nicht mit einem Netzengpass zusammen. So werden derzeit Investitionen in entsprechendes Lastmanagement oder den Ausbau von Flexibilität und Erneuerbaren verhindert. Ein über das Stromnetz möglichst einfaches Signal könnte als sogenannte „Netzampel“ den jeweiligen Zustand des Netzes an die Verbraucher, insbesondere Unternehmen, kommunizieren. Sind keine Engpässe im Netz abzusehen, steht die Ampel auf grün. Stellt eine kurzfristig erhöhte Lastspitze keine auslegungsrelevante Belastung für das Netz dar, sollte eine solche Lastspitze nicht den Leistungspreis für das ganze Jahr erhöhen. Um Eingriffe des Netzbetreibers zu minimieren, erscheint es folgerichtig, Leistungsspitzen (ggf. für die Einspeisung und Entnahme) zu roten Ampelphasen zu bepreisen, da diese zu diesen Zeiten selbst zur kritischen Netzbelastung beitragen.

(5)  Ökostrommodell über Herkunftsnachweise (HKN) beenden oder grundsätzlich reformieren

Erneuerbarer Strom, der in Deutschland Verbrauchern angeboten wird, stammt teilweise aus dem Ausland. So wird beispielsweise Strom aus Norwegischer Wasserkraft in Deutschland verkauft, im Austausch erhält Norwegen fossil oder mit Atomkraft erzeugten Strom aus Deutschland. Selbstverständlich werden Strommengen nicht de fakto ausgetauscht, sondern nur rechnerisch gehandelt und mit einem Herkunftsnachweis versehen.

Dies führt in Norwegen dazu, dass dort der Endkunden-Verbrauchsmix nur noch 6,5 % Erneuerbare Energien ausweist, obwohl der norwegische Strom zu rund 98 % aus Erneuerbaren (ganz überwiegend Wasserkraft) erzeugt wird. Laut Herkunftsnachweis kaufen die Norweger jedoch fast 40 % Atomenergie und 54 % fossile Energie. Dabei gibt es in Norwegen gar keine Atomkraftwerke.

Marktanalysen ergeben, dass auf diese Weise die „Klimawirkung“ der bisherigen Ökostromprodukte sehr gering ist. Auf dem Papier führen sie bei den Abnehmern von Ökostrom z.B. aus Deutschland zu einer besseren Treibhausgasbilanz, bei anderen z. B. aus Norwegen zu einer schlechteren, und die wenigsten dortigen Verbraucher werden sich dieser Tatsache bewusst sein. Die Wirkung in der Summe ist daher gering, solange nicht alle Verbraucher auf die Stromeigenschaft „Erneuerbar“ entsprechend hohen Wert legen. Um den Anteil erneuerbaren Stroms zu erhöhen, wird hier genau das umgekehrte Modell vorgeschlagen: Herkunftsnachweise müssen zukünftig nur noch von fossilen und atomaren Kraftwerken erstellt werden und mit dem Strom mitverkauft werden, so dass jeder Käufer Auskunft darüber bekommt, welcher Anteil des Stroms z.B. aus Kohle oder Erdgas stammt.

(6) Abgabe erneuerbarer Energien innerhalb einer Kundenanlage deregulieren

Solare auf Dächern erzeugte Wärme kann bisher unkompliziert an die Nutzer im Haus abgegeben werden. Für solar erzeugten Strom oder per Blockheizkraftwerk effizient erzeugten Strom, z.B. durch ein Blockheizkraftwerk im Keller, gilt dies bislang nicht. Die Abgabe von Strom im räumlichen Zusammenhang (auch Mieterstrom genannt) ist aufgrund hoher bürokratischer Hürden zu aufwendig und wegen der EEG-Umlage auf selbsterzeugten und genutzten Strom zu teuer.

Viele der bürokratischen Hürden, die für die Nutzung (Verteilung) von selbsterzeugten im räumlichen Zusammenhang bestehen sind nicht gerechtfertigt, da die erzeugten Mengen in der Regel für die Netz- und Versorgungssicherheit technisch kaum relevant sind. Die Stromerzeugung und -nutzung vor Ort könnte genauso betrachtet werden wie eine Energiesparmaßnahme, also z.B. wie die Investition in einen sparsameren Kühlschrank oder in eine LED. Auch diese werden ja nicht mit Steuern und Abgaben oder der Auflage zu einer Messeinrichtung belegt. Die Vorteile einer einfachen und verbrauchernahen Erzeugung von Erneuerbarer Energien sowie deren flexible Nutzung liegen auf der Hand, z.B.:

  • geringe Kapitalintensität im Vergleich zu Großkraftwerken
  • kurze Bauzeiten
  • hohe Ausfallsicherheit durch geringe Gleichzeitigkeitsfaktoren gegenüber großen Kraftwerken
  • Nutzung vorhandener Infrastruktur ohne umfangreichen Netzausbau
  • rasche Anpassung an neue Technologien
  • hohe Flexibilität
  • Gebäude- und nutzungsbezogene Optimierung durch große Typenvielfalt
  • sichere Investition: Strom- und Wärmebedarf sind in der Regel langfristig gegeben
  • niedrige Primärenergiefaktoren, niedrige Emissionen

Notwendige Regeln zur Versorgungssicherheit und die Vergütung der allgemeinen Energieinfrastuktur sollten daher erst am Einspeisepunkt ins öffentliche Netz greifen.

(7) Energy Sharing einfach ermöglichen

Der Begriff „Energy Sharing“ wird im englischsprachigen Originaltext der Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU „RED II „in Art. 22 Nr. 2 b verwendet und soll in den Mitgliedstaaten sicherstellen, dass Erneuerbare-Energien-Gemeinschaften berechtigt sind, innerhalb der Gemeinschaft erneuerbare Energie, die von den Erzeugungseinheiten der Gemeinschaft erzeugt wird, auch über Grundstücksgrenzen hinweg teilen zu können (Stiftung Umweltenergierecht 2018, Energy Brainpool 2020). Die Richtlinie gilt nur für Erneuerbaren Energien, sinnvoll wäre es jedoch, auch die effiziente KWK sowie Speichertechnologien und das Lastmanagement mit einzubeziehen.

Beispiel: Wohnungsgemeinschaft „Muster“ betreibt eine Photovoltaikanlage und ein Blockheizkraftwerk zur Eigenversorgung. Sie erzeugen mehr Strom als die Gemeinschaft braucht. Die Nachbarn haben Interesse und nehmen einen Teil des überschüssigen Stroms ab. Zusammen treten sie einer z.B. genossenschaftlich organisierten „Energy Sharing Gemeinschaft“ bei, die den benötigten Reststrombezug aus dem Netz gemeinsam einkauft und die Abrechnung für alle übernimmt. Für den Gesetzgeber geht es nun darum, solche Nutzungs- und Einkaufgemeinschaften für Strom so unbürokratisch zu ermöglichen und z. B. zu zahlende Netzentgelte angemessen und netzdienlich auszugestalten.

Die digitalen Möglichkeiten sollten dazu genutzt werden, Energy Sharing zu erleichtern und den für die Versorgungssicherheit notwendigen Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch zu vereinfachen. Die Digitalisierung darf dabei nicht als reines Geschäftsmodell missbraucht werden, sondern muss der Energiewende dienen.

(8)    Genehmigungsverfahren für Windkraftanlagen entbürokratisieren, beschleunigen und standardisieren

Entscheidend dafür sind bundesweit einheitliche Standards und ein praxistauglicher Prüfrahmen, die für Behörden und Gerichte verbindlich gelten. Ohne sie werden die Zubauziele bei der Windenergie nicht erreicht.

(9)     Entfernungsabhängige Netzentgelte und Redispatch 2.0

Der Stromhandel tut so, als könne man Strom in beliebiger Menge von jedem Erzeuger zu jedem Verbraucher bringen (Stichwort „Kupferplatte“). Ob die Stromleitungen zum Transport des Stroms ausreichen, spielt bei der Preisbildung keine Rolle. Die „Ausgleichskosten“ (Redispatch) gehen zu Lasten der Netzentgelte und damit zu Lasten der Verbraucher, die ihrerseits aber kaum Möglichkeiten darauf zu reagieren, ähnlich wie die besondere Ausgleichsregelung im EEG vor allem zu Lasten der Letztverbraucher geht, die die volle EEG-Umlage zahlen müssen.

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) nehmen bestimmte Eingriffe vor, um Physik und Handel im Stromnetz zur Deckung zu bringen. Derzeit erstellen primär noch die Übertragungsnetzbetreiber eine Übersicht über die voraussichtlichen Ein- und Ausspeisungen auf den verschiedenen Netzebenen. Falls diese Netzengpässe erwarten lassen, werden durch sogenannte Redispatch-Maßnahmen Kraftwerksbetreiber, die zu einem Netzengpass beitragen, dazu veranlasst, ihre Kraftwerke in ihrer Leistung zu reduzieren. Fehlt Leistung in anderen verbrauchsstarken Regionen, müssen andere Kraftwerke einspringen. Ein Redispatch wird heute mit konventionellen Großkraftwerken ab 10 MW durchgeführt. Nach §§ 13, 13a, 14 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) werden ab dem 1.10.2021 auch EE-Anlagen und KWK-Anlagen ab 100 kW in den Redispatch einbezogen (BDEW). Damit wird der Redispatch 2.0 potenziell auch für alle 890 Verteilnetzbetreiber in Deutschland relevant. Er ist mit einem höheren Prognoseaufwand verbunden und könnte wegen vieler dezentraler Eingriffe nach Angaben der Bundesnetzagentur zu einem mehr an CO2-Ausstoß von bis zu 3% führen.

Hintergrund für die Einbeziehung auch kleinerer Anlagen in den Redispatch ist zum einen die zunehmend dezentrale Erzeugung, zum anderen die Netz- und Systemsicherheit (Redispatch, Netzreserve, Einspeisemanagement). Die Kosten werden über die Netzentgelte umgelegt und betrugen 1,2 Milliarden Euro im Jahr 2019 und bis zum 3. Quartal 2020 bereits 1 Mrd. €. (Bundesnetzagentur). Die konventionellen Kraftwerksbetreiber profitieren davon, wenn sie zum Ausgleich zusätzlich Kraftwerke betreiben können. Und auch die Netzbetreiber haben zunächst kein Problem damit. Der Netzbetrieb ist ein durch die Bundesnetzagentur regulierter Markt. An jedem Netzausbau, den sie entsprechend abrechnen können, verdienen sie Geld. Und auch der emissionsintensiven Industrie ist es recht, da sie von niedrigen oder sogar negativen Strombörsenpreisen profitiert, so lange sie von hohen Netzentgelten verschont bleibt. Die Höhe der zu zahlenden Netzentgelte berechnet sich nach § 19.2 der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) für große industrielle Verbraucher nach dem „physischen Pfad zum nächstgelegenen, geeigneten Kraftwerk“. Das ist aber nicht unbedingt das Kraftwerk, bei dem das Unternehmen seinen Strom einkauft. Bereits mit der zunehmenden Abschaltung großer Kraftwerke ist das nächstgelegene geeignete Kraftwerk plötzlich Hunderte Kilometer entfernt und die Netznutzung steigt mit der Distanz an, so z. B. im Falle der Aluhütte der Firma Trimet in Hamburg, für die das Kraftwerk Moorburg bis zur Stilllegung zum Jahresanfang das nahegelegenste Kraftwerk war. Es ist also Zeit, grundsätzlich auch an dieser Stelle Physik und Handel über angemessene entfernungsabhängige Netzentgelte besser in Übereinstimmung zu bringen. Auch in der Vergangenheit haben sich Unternehmen in der Nähe wichtiger Ressourcen angesiedelt. Hierzu würden entfernungsabhängige Netzentgelte und emissionsabhängige Strompreise einen starken Anreiz nicht nur für energieintensive Unternehmen setzen, neue Produktionsstandorte in der Nähe der Quellen erneuerbarer Energien anzusiedeln.

(10)    Regelenergiemarkt

Ein ständiges Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und -abnahme ist eine wichtige Voraussetzung für einen stabilen und zuverlässigen Netzbetrieb. Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) halten dazu im Rahmen ihrer Systemverantwortung Regelleistung vor, um den Kunden eine zuverlässige Stromversorgung zu gewährleisten. Ein Bedarf an Regelleistung entsteht, sobald die Summe der Einspeisungen von der Summe der Entnahmen abweicht. Ein Mangel an Erzeugungsleistung (oder Überschuss an Verbrauchsleistung) äußert sich als Frequenzabfall, ein Überschuss an Erzeugungsleistung (oder Mangel an Verbrauchsleistung) als Frequenzanstieg im gesamten elektrischen Energieversorgungssystem in Europa.

Ziel des Regelleistungseinsatzes ist es, einerseits die Frequenz unter allen Umständen innerhalb bestimmter Toleranzbereiche um die Sollfrequenz von 50 Hz zu halten und andererseits mögliche bestehende regionale Abweichungen der Leistungsbilanz von ihrem Sollwert zu beseitigen. Man unterscheidet Primär- und Sekundärregelung sowie Minutenreserve (Tertiärregelung), die auf Grundlage der geltenden Regeln des Verbandes der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) von den Übertragungsnetzbetreibern beschafft werden. Es muss dabei sichergestellt werden, dass die Sekundär- und Primärregelung immer in die gleiche Richtung arbeiten, was durch eine Überwachung der Netzfrequenz sichergestellt wird (vgl. https://www.netzfrequenz.info/). Einigen gegenteiligen Prognosen zum Trotz hat die Versorgungssicherheit unter dem Ausbau der Erneuerbaren Energien nicht gelitten, im Gegenteil, sie ist gemessen an der Abweichung der Netzfrequenz über die Jahre ständig gestiegen. Und auch die durchschnittlichen Versorgungsunterbrechungen pro Kalenderjahr sind gesunken (Bundesnetzagentur).

Erwartete Wirkungen auf Emissionen, Arbeitsmarkt und Finanzen

Sobald die Preissignale dynamisiert sind und die Transportkosten den CO2e-Gehalt angemessen, transparent und planungssicher widerspiegeln, ist der Ausbau der Erneuerbaren Energien und der flexiblen Energieerzeugung zukünftig auch ohne zusätzliche Vergütung über die EEG-Umlage möglich.

Bei einem jährlichen Zubau (brutto) von z.B. 10 GW/a Photovoltaik, 4 GW/a Wind onshore und 2 GW/a Wind offshore bei mittleren Kosten der Photovoltaik von rund 1000 €/kW, Wind onshore von 1750 €/kW und Wind offshore von 4.000 €/kW sind ca. 25 Mrd. € Investitionen pro Jahr mit einem Potenzial von 165.000 dauerhaften Arbeitsplätzen in Deutschland zu erwarten. Das Einsparpotenzial an Treibhausgasemissionen für Deutschland liegt bei der Stromerzeugung damit von 2021 bis 2035 bei etwa 125-150 Mio. Tonnen CO2e.

Die Beschäftigungseffekte der Stromwende sind in jedem Fall positiv (GWS 2018, BDEW 2020). Pro einer Million Euro Investition kann man in Deutschland aktuell mit etwa 6 Jobs bei den Solarstromanlagen, mit etwa 7 Jobs bei der Windkraft Onshore und mit 3 Jobs bei der Windkraft offshore rechnen (Mitteilung O’Sullivan, DLR 2021). Dagegen stehen in der konventionellen fossilen Elektrizitätsversorgung durchschnittlich lediglich etwa 0,5 Jobs pro 1 Million € Umsatz entgegen (destatis WZ08-351). Dem stehen 2018 im Bereich der gesamten Elektrizitätsversorgung (destatis WZ08-351) insgesamt knapp 210.000 Beschäftigte incl. Verteilung entgegen, davon rund 52.000 Beschäftigte für PV, Wind onshore und Wind offshore ohne Export (O’Sullivan et al. 2021).

Rechtliche Umsetzung

(betroffen sind Strommarktgesetz, StromNEV, Elektrizitätssicherungsverordnung, EnWG, StromNZV)

Ausnahmetatbestände bei Steuern und Umlagen abschaffen und durch verursachergerechte Produktpreise ersetzen:

(1)    Strom-/Energiesteuer: Allgemeine Steuerbegünstigung nach § 9b Stromsteuergesetz (StromStG) bzw. § 54 Energiesteuergesetz (EnergieStG), Spitzenausgleich nach § 10 StromStG bzw. § 55 EnergieStG, Befreiung bestimmter Prozesse und Verfahren nach § 9a StromStG, § 37 und § 51 EnergieStG abschaffen; dafür Strommarktdesign (vgl. MP 13) ändern, damit sich neue EE-Anlagen über lokale Strompreise refinanzieren lassen und verbleibende EEG-Umlage durch Einnahmen aus dem CO2-Preis gedeckt werden.

(2)   EEG-Umlage: Besondere Ausgleichsregelung (BesAR) nach §§ 63ff. EEG, Eigenstromprivileg nach § 61 EEG streichen, dafür Strommarktdesign ändern und verbleibende EEG-Umlage durch Einnahmen aus dem CO2-Preis decken.

(3)   KWK-Umlage: Begrenzung der KWK-Umlage bei stromkostenintensiven Unternehmen (§ 27 KWKG); Konzessionsabgaben: Befreiung und reduzierte Sätze nach § 2 Konzessionsabgabenverordnung (KAV); dafür Strommarktdesign so ändern, dass Flexibilität belohnt wird und in KWK-Anlagen zur Abdeckung der Residuallast planungssicher ohne KWK-Zulage investiert werden kann.

(4)   Flexibilität belohnen: Die Betreiber konventioneller fossiler Kraftwerke dazu bewegen, bei Stromüberschüssen nicht zwingend benötigte Einspeisung abzuschalten, sodass keine negativen Strompreise entstehen.

(5)   Reform des Wälzungsmechanismus im EEG: Einkürzung der erneuerbaren Strommengen und Vergütung der EEG-Mengen am Spotmarkt zum durchschnittlichen Terminmarktpreis.

(6)   CO2-Preissigal des EU-ETS im Verteilnetz beim Konsumenten (Prosumer) ankommen lassen.

(7)   Selbstregulation (Netzdienlichkeit durch spannungs- und frequenzabhängige Einspeisung) für Objektstromanlagen bis 100 kWel bei Gesamterzeugung aus PV- und/oder KWK-Anlagen ermöglichen. (KWK- und EEG-Anlagen können alle mindestens bis 100 KWel. so gebaut/geregelt werden, dass sie „automatisch“ netzstabilisierend wirken.)

(8)   Messkonzepte für Objektversorgung mit Überschusseinspeisung für KWK-Anlagen und/oder EE-Anlagen vereinfachen.

(9)   Beim Ausbau der Verteilnetze für Elektroautos verursachergerechte Umlage der Stromtransport- und Leistungskosten. Wenn ein Ausbau der Verteilnetze zum Zwecke der individuellen E-Mobilität gewollt ist, dann sind die Kosten verursachergerecht auf die Nutzer der Elektroautos umzulegen und nicht auf die Allgemeinheit. Das gilt sowohl für die Variante „Laden zuhause“ als auch die Variante „Schnellladestation an zentralen Punkten“. Dem Ausbau von E-Fahrradinfrastruktur, E-ÖV, E-Carsharing sollte Priorität eingeräumt werden.

(10) Keinen Betrieb von Direktstromheizungen während einer kalten Dunkelflaute im Gebäudeenergiegesetz zulassen.

(11)  Neudefinition des Eigenverbrauchs (§ 3 Nr. 19 EEG 2017): nicht über die Personenidentität, sondern über den räumlichen Zusammenhang definieren und Energy Sharing ermöglichen.

(12) § 51 EEG und § 7 KWKG (2017) zur Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen streichen. Negativpreise stellen ein Marktversagen dar, da sie nur durch fehlende Flexibilität der Kraftwerke zustande kommen.

(13) Kundenanlage im Sinne des § 3 Nr. 24a oder b EnWG ist ein kundeneigenes Stromnetz, an dem Letztverbraucher angeschlossen sind und das mit einem Summenzähler vom Netz der allgemeinen Versorgung abgegrenzt ist. Strom, der innerhalb der Kundenanlage erzeugt, gespeichert und genutzt wird, ist von allen Steuern, Umlagen, Abgaben und Anforderungen, die über sicherheitstechnische Belange hinausgehen, zu befreien. Änderung § 19.2 der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV): Berechnung der Netzentgelte nach dem „physischen Pfad zum versorgenden Kraftwerk“. Begünstigungen nach § 19 Abs. 2 Stromnetzentgeltverordnung (atypische Netznutzung) abschaffen; die entgangenen Erlöse der Netzbetreiber werden als Aufschlag auf die Netzentgelte anteilig auf alle Letztverbraucher*innen umgelegt (§ 19 StromNEV-Umlage); für stromkostenintensive Unternehmen ist die Umlage auf derzeit max. 0,025 Cent/kWh (ab einem Strombezug von einer GWh/a) begrenzt; Transportentfernung bei Netzentgelten (vgl. MP 13) berücksichtigen.

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