Kompass 01/14Anschluss gesucht: Schlaue Infrastruktur für die Energiewende

Liebe Leserinnen und Leser,

stellen Sie sich vor, ganz Deutsch­land wäre eine weiße Landkarte und Ihre Aufgabe wäre es, eine Struk­tur für den Netzbetrieb bei Strom und Gas zu entwerfen. Wie würde die Karte am Ende wohl aussehen? Mit Sicherheit fänden sich darauf nicht über 1.500 Unternehmen wieder, die den Netzbetrieb orga­nisieren. Eine derart zersplitterte Struktur ist einzigartig in Europa – und Realität in Deutschland. Aus­gerechnet in dem Land, das mit der Energiewende eine extrem an­spruchsvolle Aufgabe an seine Energienetze stellt.

Klar ist: Die Infrastruktur der Zukunft muss deutlich mehr können; sie muss die volatile Ein­speisung von erneuerbaren Ener­gien mit dem ebenfalls wechsel­haften Verbrauch koppeln. Dafür braucht es unter anderem eine Menge smarter IT. Viele kommu­nale Klein­ und Kleinstbetreiber sind mit den Anforderungen, die die Energiewende an sie stellt, schlicht überfordert.

Doch wie sollte eine Netz­struktur aussehen, die Energie­wende­ready ist? Und an welchen Stellschrauben muss dafür etwa in puncto Regulierung gedreht wer­den? Antworten wollen wir Ihnen unter anderem im vorliegenden bne­Kompass liefern.

Dass das Thema durchaus kontrovers diskutiert wird, zeigt das Streitgespräch mit dem Haupt­geschäftsführer des Verbandes

kommunaler Unternehmen (VKU), Hans­Joachim Reck, ab Seite 12. Doch trotz aller Unterschiede be­steht in einem Punkt Einigkeit: Die Energiewende kann nur gelin­gen, wenn sie auf einer effizien­ten Netzin frastruktur fußt. Das kommunale Eigentum ist dabei nicht das Problem und wird vom bne auch nicht in Frage gestellt. Eine Organisation dieser Unter­nehmen in regionalen Netzverbün­den verspräche jedoch einen deutlichen Effizienzgewinn.

Bis dahin ist es aber noch ein weiter Weg und noch kämpfen unabhängige Energielieferanten jeden Tag mit dem Heer an verschie­denen Netzbetreibern. Die herr­schende Struktur erschwert nicht zuletzt auch smarte Energielösun­gen für den Verbraucher, wie sie etwa Dr. Holger Krawinkel von der Verbraucherzentrale Bundesver­band (vzbv) fordert (S. 20). Ein sol­ches Produkt für den Smart Market bietet das junge Unternehmen Discovergy (S. 24).

Unabhängige Anbieter, die wettbewerbliche und intelligente Angebote auf Ebene der Verteilnetze entwickeln, haben es oft schwer, gegen lokale Platzhirsche anzukom­men, die den Monopolbetrieb gerne mit dem wettbewerblichen Betrieb verquicken. Ein jährlich wieder­kehrendes Ärgernis: Immer mehr Netzunternehmen passen ihre Entgelte nachträglich noch einmal an. Lieferanten müssen ihre Preise, in denen die Netz­entgelte enthal­ten sind, dann neu berechnen, wie Robert Mosberg von der lekker Energie GmbH beklagt (S. 18).

Im Jahr 16 der Liberalisierung auf dem Energiemarkt gilt es also noch einige Hebel für mehr Wett­bewerb in Bewegung zu setzen. Die Energiewende wirkt dabei als Katalysator. Sie wirft so manches Geschäftsmodell über den Haufen und schafft Raum für neue, wett be­werbliche Lösungen. Wie unabhän­gige Anbieter davon profitieren kön­nen, zeigt Dr. Hans­Martin Huber­ Ditzel (S. 22) von der Enovos Deutschland SE.

Auch Zukunftsforscher Christian Rauch beschreibt im In­terview mit dem bne­Kompass den Wandel, der der Energiewirtschaft bevorsteht: Neben Kilowattstunden wird es in Zukunft vor allem darum gehen, eine Unmenge von Daten zu managen. Unterschiedliche und bisher getrennte Systeme wie Tele­kommunikation, Energieversor­gung und Mobilität gilt es zu ver­netzen (S. 28). Die Unternehmen der neuen Energiewirtschaft, die im bne organisiert sind, nehmen diese Herausforderung gerne an.

Bei der Lektüre wünsche ich Ihnen viel Vergnügen!

Ihr Robert Busch bne-Geschäftsführer

Kompass 01/2014 1

2 Kompass 01/2014

Inhaltsverzeichnis

1 Editorial

4 Verteilnetze Energiewende-ready machen

8 Grafik: Stromverteilnetzbetreiber in Deutschland und Europa

10 Anreizregulierung: Was jetzt notwendig ist

12 „Wir brauchen intelligente und effiziente Strukturen“ Streitgespräch zwischen Robert Busch (bne) und Hans-Joachim Reck (VKU)

18 Netzentgelte verbindlich bekannt geben Ein Gastbeitrag von Robert Mosberg

20 Smart Markets – Schöne neue Welt nur mit dem Kunden Ein Gastbeitrag von Dr. Holger Krawinkel

22 Neue Geschäftsmodelle im Blick Ein Gastbeitrag von Dr. Hans-Martin Huber-Ditzel

24 Smarte Lösung für Energieverbraucher Ein Gastbeitrag von Nikolaus Starzacher

28 „Es wird komplexer“ Interview mit Zukunftsforscher Christian Rauch zum Stromnetz 2030

32 Impressum

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Gegen Ende der neunziger Jahre drückte die EU ihren Mitglied staaten einen ordnungspolitischen Kom­pass in die Hand: Die Netze sollten reguliert und diskriminierungs­frei betrieben werden, auf den ande­ren Wertschöpfungsstufen (Erzeu­gung, Vertrieb, Dienstleistungen) Wettbewerb herrschen. Leider wurde dieser Kompass weder bei der Umsetzung der Liberalisie­rung, noch bei der Planung der Energiewende in Deutschland genutzt. Und so findet sich heute kaum noch eine Spur von Ener­giewende­Euphorie, stattdessen

geht Angst vor steigenden Ener­giepreisen um.

Im Mittelpunkt der Kosten­debatte steht dabei das wettbe­werbsfeindliche EEG – sicherlich nicht ganz zu Unrecht. Doch aus dem Blick gerät dabei ausgerech­net der Bereich des Energiesys­tems, in dem erhebliche Einspar­potentiale besonders leicht zu erzielen wären: die Strom­ und Gas­Verteilnetze. Die finanziel­ len Volumina sind beträchtlich. So zahlen Stromverbraucher in etwa genauso viel für die Netz­nutzung wie für die EEG­Umlage,

Tendenz steigend. Zusammen­genommen berechnen Gas­ und Stromverteilnetzbetreiber den Energieverbrauchern jährlich un­gefähr 20 Milliarden Euro für ihre Dienste.

Netzkooperationen nötigDoch wo liegen die Einsparpoten­ziale? Dies offenbart schon ein Blick auf die Verteilnetzkarte oder auch in den Monitoringbericht der Bun­desnetzagentur: Im vergangenen Jahr zählte sie allein 888 Elektrizi­tätsverteilnetze, im Gasbereich sieht es kaum anders aus. Kein Zweifel:

Rund 20 Milliarden Euro zahlen Verbraucher pro Jahr an die Betreiber von Energienetzen. Ein Grund dafür sind ineffiziente und zersplitterte Strukturen. Die Politik muss diese Erblasten der Liberalisierung beseitigen, meint Dr. Thies Clausen (bne).

Verteilnetze Energiewende-ready machen

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„Smart Metering und Smart Grids sind neue große Aufgaben für den Verteilnetzbetrieb, der sich zuvor jahrzehntelang kaum verändert hatte.“

Die Zusammenlegung von Netzen, etwa in Form von Kooperationen, würde ganz erhebliche Kostenein­sparungen ermöglichen. Dies gilt insbesondere im Fall sehr kleiner Netze, die in Deutschland den Re­gelfall darstellen: Drei Viertel der Stromverteilnetzbetreiber beliefern weniger als 30.000 Zählpunkte.

Welche Kosten könnten den Stromkunden erspart bleiben, wenn die Steuerung der Netze, die Pla­nung ihres Ausbaus und die Abwick­lung des Netzzugangs nicht an fast eintausend, sondern an vielleicht vierzig Orten erfolgen würde? Wenn Deutschland sich also dem Beispiel der meisten anderen EU­Mitglied­staaten annäherte, die sich eine solche Kleinteiligkeit nicht leisten? Eine Studie der vom Bundeswirt­schafts­ und Energieministerium getragenen WIK­Consult war vor einigen Jahren zu dem Ergebnis ge­kommen, dass jährliche Einspa­rungen in Höhe von fünf Milliarden Euro möglich seien.

Großes EinsparpotenzialDiese Zahl deutet die Größenord­nung an, die hier in Frage steht; ob sie aber korrekt ist oder eine ande­re, muss an dieser Stelle offen blei­

ben, da die Daten für eine sichere Schätzung ausschließlich den Regu­lierungsbehörden vorliegen. Weil die mit sicheren Renditen entlohn­te Erfüllung einer regulierten Auf­gabe des Netzbetriebes pauschal als Geschäftsgeheimnis klassifiziert wird, bleibt das berechtigte öffent­liche Interesse an erheblichen Einsparpotenzialen leider auf Ver­mutungen angewiesen – und auf weitere qualitative Evidenz.

Was lässt sich beispielsweise von einem Vergabeverfahren für Netzkonzessionen halten, das kei­nen echten Wettbewerb um die preisgünstigste Erbringung des re­gulierten Netzbetriebs auslöst? Von Ausnahmen im Regulierungs­regime z. B. in Form eines „verein­fachten Verfahrens“ für die mehr als 75 Prozent der kleinen Netzbe­treiber? Von doppelten Verwaltungs­strukturen und unterschied li chen Regulierungsstandards durch das Nebeneinander von Bundesnetz­agentur und Landesregulierungs­behörden? Von Belegen dafür, dass die Regulierungspraxis in den Ländern neben den Netzentgel­ ten auch die Renditen kommuna­ler Unternehmen im Auge hat? Von Ausnahmen für die auf Diskri­

minierungsfreiheit zielende Ent­flechtung des Netzbetriebs, unter die mehr als 90 Prozent der Ver­teilnetzbetreiber fallen? Von der Alltäglichkeit, mit der verbindlich vorgeschriebene Marktkommuni­kationsprozesse von Verteilnetz­betreibern nicht beherrscht werden, sodass hohe Kosten auf Seiten der Netznutzer anfallen?

Die genannten Probleme sind teilweise altbekannt, es sind die Erblasten einer unvollendeten Liberalisierung. Doch die Probleme werden mit neuen Herausforde­rungen wachsen: Kommunika tion und Datenverarbeitung nahe Echt­zeit im Zuge der Einführung von Smart Metering und Smart Grids sind neue große Aufgaben für den Verteilnetzbetrieb, der sich zuvor jahrzehntelang kaum verändert hatte. Die Ressourcen, die erforder­lich sind, um diese Herausforde­rungen zu meistern, dürfen auf kei­nen Fall in den vorherrschenden Strukturen ausgebaut werden, wenn ein finanzielles und technisches Fiasko ausbleiben soll.

Reformen notwendigNein, die zersplitterte Verteilnetz­struktur in Deutschland ist klarer­

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„Stromverbraucher zahlen in etwa genauso viel für die Netznutzung wie für die EEG-Umlage.“

weise nicht Energiewende­ready. Sie ist zu teuer, ihr Betrieb intrans­parent, nicht diskriminierungsfrei und nicht zukunftsfest. Die nötigen Reformen liegen auf der Hand und ein guter Teil davon kann in den anstehenden Gesetz­ und Verord­nungsgebungsverfahren der nächs­ ten Monate, etwa zur Anreizregulie­rung, umgesetzt werden: Ein Ausschreibungsverfahren, das da­für sorgt, dass der beste Akteur den Zuschlag erhält; ein Regulie­rungsregime, das für alle Netzbe­treiber gleichermaßen gilt und nach gleichen Standards abge­wickelt wird; eine Qualitätsregu­lierung, die nur Leistung mit

Gegenleistung belohnt; eine Regu­lierungspraxis, die den Energiever­brauchern endlich mehr Transpa­renz über den Verbleib der von ihnen zwangsweise zu zahlenden Netzentgelte erlaubt. Ganz kon­kret ließen sich die Verbraucher entlasten, wenn das Abrech­nungsentgelt abgeschafft würde. Für diese in sehr unterschiedlicher Höhe erhobene Gebühr zahlen Strom­ und Gaskunden in Deutsch­land geschätzte 740 Millionen Euro pro Jahr – nur dafür, dass der Ver­teilnetzbetreiber eine elektroni­sche Rechnung erstellt.

Kein Zweifel, diese eigent­lich selbstverständlichen Forderun­

gen werden auf Widerstand stoßen, da der Verteilnetzbetrieb schon lange als Instrument der Kommu­nalfinanzierung verstanden und mit einem falsch verstandenen Begriff der Daseinsvorsorge gegen jeden Einwand verteidigt wird. Gegen die technologischen Mega­trends und den zunehmenden Kostendruck werden sich diese Beharrungskräfte zwar nicht dauerhaft stemmen können. Bis auf weiteres kosten die etablier­ ten Strukturen aber jeden Tag viel Geld und Energiewendeeuphorie.

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Im Fußball wartet Deutschland nunmehr seit 18 Jahren darauf, an die Spitze des Kontinents zu stürmen. Der letzte Versuch scheiterte 2012 am Widerstand Italiens und der Schusskraft von Mario Balotelli. Auf anderer Ebene kann dagegen Deutschland keiner der europäischen Staaten das Wasser reichen: bei der Anzahl der Verteilnetzbetreiber für Strom und Gas. Mehr als 1.500 Unternehmen tummeln sich hier. Zum Vergleich: Beim westlichen Nachbarn Niederlande sind es gerade einmal acht. Die große Mehrzahl der hiesi-gen Netz-Unternehmen versorgt zudem weniger als 100.000 Kunden und um-schifft daher die Auflagen an die Entflechtung. So manch einer mag sich angesichts dieser Kleinstaaterei an die Zeiten vor der deutschen Einigung vor 1871 erinnert fühlen. Wer damals durch die deutschen Fürs-tentümer reiste, musst an den Grenzen jeweils einen Obolus für den Gebietsher-ren abzweigen. Ein teures und für den Warenverkehr wenig effizientes Unterfangen. Und auch die im Vergleich zu den europäischen Nachbarn mehr als üppige Anzahl der Verteilnetzbetreiber kostet den Verbraucher durchaus Geld. Eine Analyse des DIW Econ zeigt, dass die Netznutzungsentgelte in Deutschland, im Vergleich zu Frankreich und Großbritannien mit weniger Anbietern, deutlich höher liegen. Höchste Zeit also, die zersplitterten Strukturen anzufassen und fit zu machen für das große Ziel: die Energiewende im Jahr 2050. Bis dahin hat Deutschland übrigens noch genau achtmal die Chance, Fußball-Europameister zu werden.

Deutschland ist Europameister

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Gesamtzahl der Verteilnetzbetreiber

Struktur der Stromverteilnetzbetreiber in Europa

Verteilnetzbetreiber mit weniger als 100.000 Kunden Quelle: CEER

76FI 95

3637EE

56LT

PL 131

125

CZ 305

308

SE 170

164

AT 128

117

RO

3341

IT 151

124

ES 342

336

13 10

PT

FR 143

148

8 3NL

12

BE

26

45LU

4GB

21

DK

6876

6HU

1GR

1SI

1MT

1 1IE

DE

780

883

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Das außerordentlich komplizierte Regime der Anreizregulierung ver­sucht die Kosten der Netzbetreiber durch einen „als­ob­Wettbewerb“ auf ein effizientes Maß zu beschrän­ken. Der Aufwand der Regulierung soll in einem beherrschbaren Rah­men bleiben. Die Idee dabei ist, langfristig nur solche Kosten anzu­erkennen, die auch ein effizienter Netzbetreiber hätte. Um einen An­reiz zu geben, effizient zu sein, kann der Netzbetreiber innerhalb der Regulierungsperiode erreichte Kostensenkungen als Gewinne be­halten. Danach werden diese an die Verbraucher weitergereicht. Die Regulierungsbehörde muss die aufwändige Kostenprüfung nur je­weils vor Beginn einer neuen Re­gulierungsperiode durchführen.

Dieser Grundgedanke der Anreizregulierung trägt auch noch in Zeiten der Energiewende, also bei erhöhtem Investitionsbedarf – nur führt die Regulierung dann nicht unbedingt zu sinkenden Kos­ten. Sie kann aber sehr wohl dazu beitragen, dass die Netzbetreiber nur solche Investitionen tätigen, die effizient sind, da sie nur auf diese Weise ihre Gewinne lang­fristig absichern können. Einzig die Netzbetreiber können ein­schätzen, welche Investition die

effizienteste ist. Somit ist es auch richtig, diese Entscheidung beim Netzbetreiber zu belassen und nicht an die Regulierungsbehörde zu delegieren.

Mangelnde TransparenzEs gibt im Regime der Anreizregulie­rung eine Vielzahl von Stellschrau­ben, die darüber entscheiden, ob die Regulierung erfolgreich ist oder scheitert. Der für Ende 2014 erwar­tete Evaluierungsbericht der Bun­desnetzagentur (BNetzA) soll die wichtigsten davon untersuchen und Vorschläge für die Zukunft er­arbeiten. Im Folgenden werden die aus Sicht des bne wesentlichen Forderungen an die zukünftige Regulierung genannt.

Der laufende Evaluierungs­prozesses zeigt, dass ein zentrales Problem noch immer nicht gelöst ist: die Informationsasymmetrie zwischen Netzbetreibern und Re­gulierungsbehörde einerseits und zwischen Netzbetreibern und dem Rest des Marktes andererseits. Nie­mand kann ernsthaft die Auswer­tungen der Netzagentur nachvoll­ziehen oder gar überprüfen – außer den Netzbetreibern. Die fehlende Transparenz in Bezug auf die Kos­ten der Netzbetreiber ist der größte Mangel des bisherigen Regelwerks:

Es fällt schwer, die möglicherweise sogar berechtigte Kritik der Netz­betreiber ernst zu nehmen, solan­ge sie nicht bereit sind, Einblick in ihre Bücher zu gewähren. Es be­steht immer der Verdacht, die For­derungen hätten letztlich nur den Zweck, überhöhte Erlöse durchzu­setzen. Darum ist die erste und wichtigste Forderung, endlich voll­ständige Transparenz zu schaffen.

Ausnahmen abschaffenDer zweite entscheidende Erfolgs­faktor ist, dass die für den Vergleich der Netzbetreiber untereinander herangezogenen Daten eine hohe Qualität aufweisen müssen. Das heißt, der Kostenprüfung vor jeder neuen Regulierungsperiode kommt eine zentrale Rolle zu, wenn die An­reizregulierung in Zukunft gute Er­gebnisse zeigen soll. Die zweite For­derung ist folglich, eine gründliche Kostenprüfung durchzusetzen.

Ein Regulierungsregime wie die Anreizregulierung kann beson­ders gut funktionieren, wenn viele Netzbetreiber in das System ein­bezogen werden. Allerdings profi­tieren in Deutschland die vielen kleinen Netzbetreiber von einer Vielzahl von Ausnahmen – auch bei der Festlegung der Effizienz­vorgaben. Damit wird aber der

Mit dem seit 2009 existierenden Regime der Anreizregulierung soll der Netzbetrieb günstiger und effizienter werden. Ob das gelingt, wird die Bundes netzagentur zum Jahresende in einem Bericht aufzeigen. Arndt Börkey (bne) zieht schon einmal Bilanz und weist auf bestehende Mängel hin.

Anreizregulierung: Was jetzt notwendig ist

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„als­ob­Wettbewerb“ ausgehöhlt und entwertet. Wenn langfristig die Effizienz der Netzbetreiber ver­bessert werden soll, gehört dazu auch, dass Netzbetreiber eine effi­ziente Größe haben. Durch die sys­tematische Besserstellung kleiner Unternehmen lässt sich dies nicht erreichen. Die dritte Forderung lau­tet daher, alle Ausnahmen für klei­ne Netzbetreiber abzuschaffen.

Effizienter MitteleinsatzDie BNetzA wird im Evaluierungs­bericht ausführlich das Investi­tionsverhalten der Netzbetreiber untersuchen. Damit werden die Sorgen der Netzbetreiber aufgenom­men, die in den vergangenen Jah­ren immer wieder geäußert haben, dass die Anreizregulierung in der heutigen Form hinderlich für Inves­titionen sei. Es gibt Hinweise, dass der Erweiterungsfaktor, mit dem die Investitionen der Netzbetreiber auch während einer Regulierungs­periode bei den Erlösen berücksich­

tigt werden sollen, noch verbessert werden kann, vor allem in puncto Zielgenauigkeit. Die Erlöse sind je­doch nur die eine Hälfte der Glei­chung. Die andere Seite ist das effiziente Verwenden der Mittel.

Hier muss die Anreizregulierung die Verantwortung beim Netz­betreiber belassen, da nur er die wirtschaftlichen Abwägungen bei der Auswahl der richtigen In­vestition treffen kann. Dies ist die vierte Forderung.

Die Anreizregulierung vergleicht die deutschen Netzbe­treiber untereinander, insofern

kann die Regulierung und auch die Evaluierung derselben bestenfalls nur feststellen, ob einige der unter­suchten Netzbetreiber effizienter sind als andere aus dieser Gruppe. Es können also ohne weitere Ver­

gleiche keine systema­tischen Ineffizienzen dieser untersuchten Gruppe festgestellt werden. Damit wird aus der Evaluierung aber eine entscheiden­de Größe ausgeblen­det. Der bne fordert eine gründliche Un­tersuchung der ver­

bleibenden Ineffizienzen, um ei­nen angemessenen „frontier­shift“ auch für die nächste Regulierungs­periode vorgeben zu können.

„Es fällt schwer, die möglicherweise sogar berechtigte Kritik der Netz-betreiber ernst zu nehmen, solange sie nicht bereit sind, Einblick in ihre Bücher zu gewähren.“

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Streitgespräch zwischen Robert Busch (bne) und Hans-Joachim Reck (VKU)

„Wir brauchen intelligente und effiziente Strukturen“

Mehr als 900 Unternehmen be­treiben in Deutschland die Strom­verteilnetze, Tendenz steigend. Ist diese Struktur Energiewende­ready? Ein Streitgespräch zwi­schen bne­Geschäftsführer Robert Busch und VKU­Hauptgeschäfts­führer Hans­Joachim Reck über ef­fiziente Netzstrukturen, Rekommu­nalisierung und Kapazitätsmärkte.

Herr Reck, den Verteilnetzen kommt in Zukunft eine wichtige Rolle zu. Wie stellen Sie sich eine Verteilnetz­struktur vor, die Energiewende­ready ist?Reck: Wir brauchen eine Verteil­netzstruktur, die Smart Grids ermög­licht. Intelligenz und die Steue­rungsfähigkeit der Netze sind ganz wesentlich, um die dezentrale Einspeisung von erneuerbaren Ener­gien zu gewährleisten. Und gleich an dieser Stelle möchte ich betonen, dass ich die Position des bne zur Verteilnetzstruktur nicht teile. Ich kann nicht verstehen, Herr Busch, warum Sie so gegen kommunale Selbstverwaltung und kommunales Eigentum zu Felde ziehen. Ich kann auch nicht nachvollziehen, warum Sie nach mehr Regulierung verlangen.Busch: Moment, wo tun wir das denn? Wir fordern als allerletzter mehr Regulierung. Der bne setzt sich ganz im Gegenteil seit über zehn Jahren für mehr Markt ein. Wir sehen aber eine zersplitterte Land­schaft von über 1.500 Betreibern der

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Strom­ und Gasnetze, die zum größ­ten Teil den Monopolbetrieb mit dem wettbewerblichen Betrieb im­mer noch verquicken. Diese Struk­tur ist aus unserer Sicht nicht Ener­giewende­ready. Das kommunale Eigentum stört uns überhaupt nicht. Wir hätten nur gerne einen effizi­enten Zuschnitt und eine effiziente Steuerung der Netze. Reck: Technologisch können sie die Vielfalt der Verteilnetzbetreiber auch in ökonomischer Art und Weise steuern. Die Netze sind ja reguliert und sie sind auch nicht aus den Effizienzschrauben raus­genommen. Mittelwerte gelten nur da, wo De­minimis­Regeln gelten.Busch: Das trifft ja auf über 90 Prozent der Unternehmen zu …Reck: Wissen Sie, Herr Busch, Sie verkämpfen sich. Die Verteilnetz­frage ist wichtig und die Verteilnet­ze müssen auch auf Vordermann gebracht werden. Wir werden uns aber mit Macht gegen eine kom­munale Enteignung und noch mehr Regulierung stemmen. Busch: Nochmal, wir wollen nie­manden enteignen und wir sind auch nicht für mehr Regulierung. Wir sehen aber das Problem, dass die vielen kleinen Netzbetreiber mit den Anforderungen, die die Energiewende an sie stellt, auch nach eigenem Bekunden überfor­dert sind. In der Netzplattform im BMWi wird ja aus diesem Grund auch von Netz­Clustern gespro­chen, die nötig sind, um die Ener­giewende zu managen. Das sehen wir auch so. Wem das Netz gehört, ist uns egal.

Die Bundesnetzagentur bezeichnet die Rekommunalisierung ja als „mit­telfristige Bedrohung der Effekti­vität des Regulierungssystems“ …Reck: Herrn Homann kann ich an dieser Stelle nicht verstehen. Das ist keine Mehrheitsmeinung und Strukturpolitik ist keine Auf­gabe eines Regulierers.Busch: Die Monopolkommission und auch die EU­Kommission ver­treten ja ähnliche Positionen, was das Verteilnetz angeht. Das Bundes­kartellamt spricht sogar von einer Balkanisierung der Netze. So alleine stehen wir also nicht da.Reck: Wo ist die energiewirtschaftli­che Kompetenz des Kartellamts? Energiepolitik ist immer noch Auf­gabe der Bundesregierung. Die Zuständigkeit von Herr Mundt in dieser Frage ist begrenzt. Busch: Da irren Sie sich. Herr Mundt ist für den wettbewerblichen Be­reich zuständig. Aber nochmal einen Schritt zurück: Für uns ist wichtig, dass wir eine Netzarchitektur haben, die Smart Grids, beziehungsweise den Smart Market ermöglicht.

Neben der dena hat ja Agora Ener­giewende zuletzt analysiert, was nötig ist, um die Verteilnetze fit zu machen für die Energiewende …Busch: Ich frage mich, ob wir den nötigen Umbau in der Struktur mit 900 Stromnetzbetreibern hinbekom­men. Wenn wir uns in Europa um­schauen, gibt es so etwas ja nirgend­wo. Frankreich etwa folgt mit einigem Abstand, dort gibt es 170 Netzbe­treiber. Das sind doch Strukturen aus Kaisers Zeiten, die Sie verteidigen.

Reck: Herr Busch, dieser Vorwurf ist absurd. Sie polemisieren wieder gegen Artikel 28 des Grundgesetzes, also gegen die kommunale Selbst­verwaltung. Die Hauptthemen der Energiewende sind doch andere, etwa die Reform des EEG oder bes­sere Rahmenbedingungen für Kraftwerke. Busch: Aber Sie argumentieren nicht, sondern verstecken sich hin­ter Artikel 28. Aus meiner Sicht lässt sich damit aber doch nicht erklären, warum wir diese zersplitterte Struk­tur der Verteilnetze brauchen.Reck: Die Kommunen haben eine gesamtwirtschaftliche gemeinwohl­orientierte Aufgabe, die Daseins­vorsorge. Die Energieversorgung gehört aus meiner Sicht dazu. Busch: Nun ja, ganz unumstritten ist das ja nicht. Selbst Ernst Forst­hoff, auf den der Begriff der Da­seinsvorsorge zurückgeht, hat ja in der Rückschau selbst einge­räumt, dass der Begriff zu einem „Allerweltsbegriff“ geworden sei, mit dem man alles und deshalb nichts beweisen könne.Reck: Wollen Sie etwa die kom­munale Selbstverwaltung in Frage stellen?Busch: Nein, ganz und gar nicht. Aber kritisches Hinterfragen muss erlaubt sein. Vielleicht könnten Sie mir beispielsweise erklären, Herr Reck, warum es bei Verteilnetzen ein Geschäftsgeheimnis gibt. Das kann doch in einem Monopolbe­reich eigentlich gar nicht sein. Wa­rum werden etwa Netzentgeltbe­rechnungen nicht veröffentlicht? Reck: Es gibt doch die Preisblätter.

Robert Busch: „Es gibt einen Mittelweg zwischen einem Oligopol, das wir mit Sicherheit nicht wieder herbeisehnen, und der zersplitterten Struktur, wie wir sie derzeit haben.“

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Busch: Das schon, ich meine aber alle Daten, also auch die Erlösober­grenzen, deren jährliche Anpassun­gen und die enthaltenen Kosten der vorgelagerten Netzebenen. Welchen Nachteil haben denn die Netze der Stadtwerke Münster, wenn sie ihre Erlösobergrenzen veröffentlichen und die Stadtwerke München lesen das? Reck: Die Abschlüsse müssen ohnehin im Bundesanzeiger veröf­fentlicht werden. Aber natürlich braucht man auch Geschäftsge­heimnisse im Monopolbereich. Es gibt ja schließlich einen Wettbe­werb um die Konzessionen.Busch: Ja, aber wenn sich jemand für ein Netz interessiert, guckt er im Rahmen der Due Diligence ohnehin in die Bücher und sieht alle Daten. Dann braucht man vorher auch kein Geheimnis daraus zu machen, oder?Reck: Naja, so einfach ist das nicht. Die meisten Streitereien bei Kon­zessionsvergaben gibt es, weil der alte Netzbetreiber Daten nicht herausrücken will, ohne die eine Netzbewertung nicht möglich ist.Busch: Das heißt dann ja im Um­kehrschluss, dass sich Stadtwerke um Netze bemühen, deren Daten sie gar nicht kennen.Reck: Die Unternehmen bewerben sich auf Grundlage der Zahlen aus den Ausschreibungen und ihrer Ein­schätzung des Marktes. Wie jeder andere Wettbewerber auch.

Aber Sie beklagen dennoch die mangelnde Transparenz der Altkonzessionäre? Reck: Im Konzessionswettbewerb, ja. Dass die Unternehmen nicht

alle Strukturdaten herausgeben, er­scheint mir aber gerechtfertigt. Busch: Der Vorwurf einer Quer­subventionierung, etwa einer an­geschlossenen Gesellschaft, der ja immer mal wieder im Raum steht, ließe sich leichter entkräften, wenn die komplette Netzberechnung öffentlich zugänglich wäre. Reck: Es muss Grenzen geben. Soll etwa auch öffentlich sein, was der Geschäftsführer verdient?Busch: Nein, das interessiert ja auch niemanden, wenn er eine Netz­kalkulation machen will. Es geht darum zu erfahren, was wird inves­tiert, wofür wird es investiert und was passiert mit dem Geld, das übrigbleibt. Reck: Ich denke, diese Informa­tionen sollten auf der kommunalen Ebene bleiben. Die Parteien vor Ort können sich ja jederzeit infor­mieren. Aber wir können das gerne mal diskutieren.

Fließt denn genug Geld in die Netze?Reck: Im Moment sehen wir auf­grund der Regulierung eine Lethar­gie bei den Investitionen.Busch: Wenn das Netzgeschäft, wie Sie sagen, nicht lohnt und kei­ner investiert, warum haben dann so viele Städte und Gemeinden Interesse daran?Reck: Die alten Versorger ziehen sich vielfach zurück. Da stehen die Gebietskörperschaften vor der Frage, wie sie reagieren sollen. Wer Interesse hat, kann dann ins Bie­terverfahren gehen. Im Sinne einer Versorgungssicherheit in Deutsch­land halte ich es für richtig, dass

sich die Kommunen in diese Struk­turen einbringen.

Wo führt diese Entwicklung hin? Die Bundesregierung betont ja im­mer wieder, dass die Kosten für die Energiewende sinken müssen …Reck: Ich sehe die Zukunft der Kommunalwirtschaft eher in grö­ßeren, regionalen Strukturen. Ich halte auch nichts davon, wenn aus bestehenden Einheiten, noch kleinere, lokale Strukturen heraus­gebrochen werden. Busch: Wenn wir uns beim Ziel einig sind, dass wir also größere regionale Netzstrukturen brau­chen, dann müsste Ihnen doch die Rekommunalisierungswelle einige Sorgen bereiten, denn die wirkt dem ja entgegen. Reck: Diesen Trend nehme ich zur Kenntnis. Das ist der Preis der kommunalen Selbstverwaltung und Größe alleine ist keine Garan­tie für Effizienz oder wirtschaft­lichen Erfolg. Busch: Wir müssen doch aber ein Interesse daran haben, die Ener­giewende effizient und kosten­günstig umzusetzen. Es wäre also doch nicht falsch, wenn die Regu­lierung eine Bewegung zu regiona­len Netzclustern anreizen würde.Reck: Das sehe ich nicht so. Die Städte und Gemeinden werden sich nicht vorschreiben lassen, wie sie ihre Infrastruktur weiterentwickeln müssen. Ich sage ja nicht, dass jede kommunale Struktur effizient ist, aber diese Erkenntnis muss von unten kommen. Geben Sie uns also mehr Zeit.

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Wie sieht Ihre Verteilnetzvision aus, Herr Busch?Busch: Es gibt doch einen Mittel­weg zwischen einem Oligopol, das wir mit Sicherheit nicht wieder herbeisehnen, und der zersplitter­ten Struktur, wie wir sie derzeit haben. Wir als bne können uns eine Struktur vorstellen, in der es 40 regionale Netzgesellschaften gibt. Diese stünden dann auf Vertriebs­ebene über Tochterunternehmen im Wettbewerb mit unabhängi­gen Anbietern.Reck: Es werden mit Sicherheit deutlich mehr sein. Auch ein sehr lokales Netz kann seine Berechti­gung haben. Es muss nur einen Schritt gehen, wenn Aufgaben aus der Energiewende entstehen, die vor Ort nicht mehr zu leisten sind.

Welche meinen Sie?Reck: Etwa die Gateway­Adminis­tration. Da wird es irgendwann bundesweit vielleicht zehn Anbie­ter geben, die das machen. Auf der anderen Seite, wenn es etwa um Dinge wie Lastmanagement für Betriebe am Ort geht, ist ein Stadtwerk mit der Nähe zum Kunden natürlich im Vorteil. Busch: Wo bleiben andere Unter­nehmen, die diese Energiedienst­leistungen rund um smarte Ener­giemärkte auch anbieten könnten?Reck: Kein Kunde ist gezwungen, zu einem Stadtwerk zu gehen.

Trotzdem ist die verzweigte Struk­tur auf Verteilnetzebene für viele Vertriebe im Alltag ein Hemmnis.Reck: Wo denn? Es gibt Rahmen­verträge, es gibt Standards für Marktkommunikation, die sind massengeschäftstauglich.Busch: Das Problem ist die Umset­zung. Wenn sie unterschiedliche Auffassungen haben, wie ein ma­schineller Prozess ablaufen soll, dann kann der nicht funktionieren. Wir wissen, dass vor allem kleinere Unternehmen diese vollautomi­schen Prozesse nicht leisten kön­nen, weil ihnen die Ausstattung fehlt. Deswegen ja unsere Forde­rung, Skaleneffekte zu heben und sich zusammenzuschließen. Natür­lich hakt es auch mal mit den Gro­ßen, aber da gibt es dann einen Ansprechpartner. Für die gleiche Menge Kunden müssen sie sich auf der Verteilnetzseite mit 250 Be­treibern auseinandersetzen. Das ist ein strukturelles Problem für ei­nen wettbewerblichen Markt. Reck: Einzelfälle, bei denen es hakt, mag es geben. Das stelle ich gar nicht in Frage. Es gibt aber auch Lösungen wie etwa City­USE. Die managen IT­Prozesse für ins­gesamt 15 Stadtwerke, mit dem Ziel, deren Wettbewerbsfähigkeit in ei­nem immer komplexer werdenden Marktumfeld zu verbessern. Da ist der Trend, wo es hingeht. An der Stelle hätte ich auch kein Problem,

wenn eine Kommunalaufsicht mal sagt: „So geht es nicht weiter, Ihr müsst optimieren.“ Aber wir dürfen wegen einzelner Fälle nicht die gesamte Struktur in Frage stellen.

Es ist ja schon schwierig, die Ener­giewende mit 16 Bundesländern zu managen. Sorgen da nicht über 1.500 Netzbetreiber für Strom und Gas für zusätz liche Komplexität?Reck: Wir kriegen das hin. Insge­samt erweisen sich die kommuna­len Strukturen doch als robuster. Von uns hören Sie nicht, dass wir Aktienkurse halbieren, wie etwa bei RWE.Busch: Das trifft in diesem Fall aber auch die kommunalen RWE­Anteilseigner, die jetzt Löcher in der Kasse haben, weil ihre Anteile weniger Wert sind. Reck: Was aber operativ nicht von Stadtwerken verursacht wurde …

Lassen Sie uns noch über Kapa­zitätsmärkte sprechen … Busch: Ihr dezentrales Modell, Herr Reck, dem sich auch der BDEW angeschlossen hat, orientiert sich ja an den französischen Plänen. Die sehen allerdings eine sehr große Rolle des zentralen Übertragungs­netzbetreibers vor …Reck: Das habe ich in dem Gutach­ten so nicht gelesen. Es ging erst­mal darum, einen marktwirtschaft­lichen Aufschlag zu machen und

Hans-Joachim Reck: „Die Städte und Gemeinden werden sich nicht vorschreiben lassen, wie sie ihre Infrastruktur weiterentwickeln müssen. Ich sage ja nicht, dass jede kommunale Struktur effizient ist, aber diese Erkenntnis muss von unten kommen.“

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die Debatte insgesamt in Gang zu bringen. Dies ist uns sehr gut gelungen.Busch: Ich darf daran erinnern, dass der bne schon 2011 Vorschläge zu Kapazitätsmechanismen ge­macht hat. Damals hieß es noch, so etwas brauchen wir nicht. In­zwischen sind wir durchaus stolz, dass man uns ausnahmslos in dieser Analyse betätigt hat.Reck: Wir müssen sehen, wie die Politik das Thema aufgreift. Ich bin da ganz zuversichtlich. Ich glaube, die Notwendigkeit, etwas tun zu müssen, wird inzwischen anerkannt.Busch: Es geht aber ums richtige Design. Im Moment gibt es doch viel Kritik daran, dass die Energie­wende scheinbar vor allem alten Braunkohlekraftwerken nutzt. Da­durch steigen in Deutschland die CO

2­Emissionen. Solche Entwick­

lungen müssen wir beim Kapazi­tätsmarkt vermeiden. Wenn wir das falsch anpacken, profitieren am Ende wieder nur die großen abge­schriebenen Bestandsanlagen oder die Betreiber französischer Atomkraftwerke, die die Leistung zur Verfügung stellen könnten. Dann hätten wir ein massives Pro­

blem. Wie wollen Sie das mit Ihrem Modell vermeiden?Reck: Über dezentrale Strukturen. Bei einem fokussierten Ansatz …

… wie ihn etwa der WWF vorschlägt …… befürchten wir, dass das wie bei der Winterreserve von oben ver­ordnet wird, ohne Wettbewerb. Da­durch würde die Netzagentur nur noch mächtiger.Busch: Die Frage zentral oder dezentral bezieht sich doch nur darauf, wer der Nachfrager ist. Bei einem zentralen Modell sind das die Übertragungsnetzbetrei­ber, bei dezentralen Modellen die Vertriebe. Hinter einem allgemei­nen und einem fokussierten Ansatz steht doch die Frage: Wer kann reinbieten? Im VKU­Modell sehe ich noch nicht, wie vermieden werden soll, dass es die „Falschen“ sind, also etwa Betreiber über­alterter abgeschriebener Kohle­kraftwerke.Reck: Das können sie über Emis­sionsvorgaben regeln oder über den Wirkungsgrad. Ein weiteres Kriterium könnte die Marktmacht sein. Diese Punkte sind aber aus meiner Sicht kein K.O.­Kriterium

für das gesamte Instrument. Wich­tig ist, dass es überhaupt zu einem System kommt.Busch: Da sind wir uns einig. Aber nicht jedes System ist tauglich. Das gilt etwa für die strategische Reser­ve, die ja auch der VKU nie gefordert hat. Von ihr würden nur bestehen­de, wenig effiziente und bereits abgeschriebene Anlagen profitie­ren. Außen vor blieben dann wett­bewerbliche Lösungen für neue, effiziente Kraftwerke, Energiespei­cher oder das Lastmanagement. Das kann niemand wollen.

Die Fragen stellte Karsten Wiedemann.

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Rund die Hälfte aller Netzbetreiber in Deutschland veröffentlicht nur vorläufige und nicht verbindliche Gebühren für die Nutzung ihrer Leitungen. Für unabhängige Lieferanten, die auf Grundlage der Netzentgelte ihre Tarife kalkulieren, ist dies mehr als ein Ärgernis. Dabei könnte mit geringem Aufwand Klarheit für alle Marktteilnehmer geschaffen werden.

Netzentgelte verbindlich bekannt gebenEin Gastbeitrag von Robert Mosberg, lekker Energie GmbH

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Robert Mosberg ist PR-Manager bei der lekker energie GmbH.

Mit der Novelle des Energiewirt­schaftsgesetzes (EnWG) 2011 nahm der Gesetzgeber die Netzbetreiber in die Pflicht, die Durchleitungsge­bühren für Standardlastprofile für das kommende Jahr spätestens zum 15. Oktober eines Jahres zu veröffentlichen.

Die Novelle war ein weiterer, wichtiger Schritt für fairen Wett­bewerb, nachdem von der Bundes­netzagentur der diskriminierungs­freie Zugang neuer Energie anbieter zu den Netzen in den Jahren zuvor bereits erfolgreich umgesetzt wor­den war. Denn mit der Bekannt­gabe der Netzentgelte zum 15. Okto­ber erhielten die unabhängigen Anbieter, die nicht mit Netzgesell­schaften assoziiert sind, Planungs­sicherheit. Den Lieferanten wurde endlich ermöglicht, ihren Kunden rechtzeitig Angebote auf Grundlage der künftig gültigen Netzentgelte zu machen. Ein nicht zu vernachläs­sigender Zusatzeffekt: Einem even­tuell vorhandenen Informationsvor­sprung der Vertriebe verbundener Unternehmen wurde durch die Novelle ein Riegel vorgeschoben.

Ausnahme wird zur RegelSo weit so gut. Doch lässt § 20 Ab­satz 1 EnWG den Netzgesellschaften ein Hintertürchen offen. Darin heißt es: „Sind die Entgelte für den Netzzugang bis zum 15. Oktober eines Jahres nicht ermittelt, veröf­fentlichen die Betreiber von Ener­gieversorgungsnetzen die Höhe der Entgelte, die sich voraussichtlich auf Basis der für das Folgejahr gel­tenden Erlösobergrenze ergeben wird.“ Davon machten die Netzge­sellschaften gleich im ersten Jahr der Novelle regen Gebrauch. Was

im Sinne des Gesetzgebers eher als Ausnahme gedacht war, wurde zum Jahreswechsel 2011/2012 die Regel.

Die ene´t GmbH, die Infor­mationen über Netzentgelte sam­melt, stellte in einer Rückbetrach­tung fest: „Die kommunizierten Preisregelungen hatten fast aus­schließlich nur einen so genannten vorläufigen und damit keinen ver­bindlichen Status. Was ursprüng­lich als Ausnahmetatbestand vor­gesehen war, erwies sich als Regel und konterkarierte das Bestreben, Lieferanten vor Jahresfrist Kalkula­tionssicherheit für Angebote mit späterer Erfüllung zu verschaffen. Das zeigt sich daran, dass im Stan­dardlastprofilbereich insgesamt nur 17 Prozent der „vorläufigen“ zu „endgültigen“ Netzentgelten wur­den.“ (ene‘t Newsletter Ausgabe 82, September 2012).

Erhebliche UnsicherheitenDass dies zum Schaden von Wett­bewerb und Verbrauchern geschah, scheint niemanden wirklich beun­ruhigt zu haben. Denn auch ein Jahr später versah ein Großteil der Netz­betreiber die Netzentgelte erneut mit dem Status „vorläufig“ (ene‘t News­ letter Ausgabe 83, Februar 2012).

Drei Jahre nach Inkrafttreten der Novelle ist es noch immer mehr als die Hälfte der rund 800 deut­schen Strom­Verteilnetzbetreiber, die die Netzentgelte nur vorläufig veröffentlichte und im Januar 2014 noch einmal anpasste (ene’t News­letter Ausgabe 89, Januar 2014). Die­ses Vorgehen führt, besonders in einem Geschäft mit niedrigen Mar­gen und hoher IT­Komplexität, zu erheblichen Unsicherheiten bei der Tarifkalkulation. Gerade klei­

nere Wettbewerber werden durch nachträgliche Korrekturen erhebli­chen Belastungen ausgesetzt.

Lösung für alle MarktpartnerOffensichtlich scheint es vielen Netzbetreibern schwer zu fallen, die Entgelte verbindlich bekannt­zugeben. Wie könnte dann eine Lösung im Sinne aller Marktpart­ner aussehen? Die Bundesnetzagen­tur könnte zum Beispiel dafür sorgen, dass alle nach der Bekannt­gabe der Netzentgelte festgestell­ten Abweichungen in die Entgelte des darauffolgenden Jahres ein­fließen, so wie es auch bei der EEG­Umlage gehandhabt wird.

Mit dieser Regelung würde die Bundesnetzagentur im Sinne des Gesetzgebers und des Wett­bewerbs handeln, weil durchlau­fende Posten einheitlich und nur einmal jährlich geändert würden. Dann müssten die Anbieter ihre Tarife aufgrund staatlicher Vorgaben auch nur einmal jährlich neu kal­kulieren. Anderenfalls müsste der Gesetzgeber das Gesetz nachbes­sern, um Verbindlichkeit zu schaffen.Ein Gastbeitrag von Robert Mosberg, lekker Energie GmbH

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Smart Markets — Schöne neue Welt nur mit dem KundenEin Gastbeitrag von Dr. Holger Krawinkel

Dr. Holger Krawinkel ist Geschäftsbe-reichsleiter Ver-braucherpolitik beim Verbraucherzentrale Bundesverband (vzbv).

Die deutsche Energiewende bringt einen Paradigmenwechsel in der Energieproduktion mit sich – weg von einer zentralen planbaren hin zu einer variablen und häufig vola­tilen Erzeugung. Damit setzt sie das bestehende System unter An­passungsdruck. Eine wichtige Aufgabe ist es, die Nachfrage zeit­lich stärker an das volatile Ange­bot zu koppeln. Dieses Versprechen be inhalten insbesondere Smart Markets, also der Handel mit Elek­trizitätsmengen sowie Dienstleis­tungen rund um das Produkt Strom, der den Verbraucher aus dem Dorn­röschenschlaf eines passiven Kon­sumenten erwecken könnte.

EigenverbrauchslösungenRund 41 Prozent der Verbraucher geben an, dass Unabhängigkeit in der Stromversorgung für sie einen hohen Stellenwert einnimmt.1 Auch wenn als große Hürde die dafür anfallenden Kosten gelten, so gibt es doch auch eine Zah­lungsbereitschaft für Produkteigen­schaften wie Unabhängigkeit oder Nachhaltigkeit. Verstärkt wird die­ser Trend durch den Umstand, dass eigenerzeugter Strom durch die geltenden politischen Rah­menbedingungen und den Preis­verfall der Technologien immer günstiger wird. Gerade für die 44 Prozent der deutschen Haushalte in Ein­ und Zweifamilienhäusern2 werden Geschäftsmodelle, die ihnen die gewünschte Flexibilität

unter Ausnutzung möglicher Preis­differenzen bringen, immer attrak­tiver – und das nicht nur aus Sicht des Einzelnen. So verursachen bei­spielsweise neue Photovoltaik­An­lagen keine nennenswerten Mehr­kosten für die Allgemeinheit, tragen aber aufgrund der dezentralen und umweltfreundlichen Energieer­zeugung zur Energiewende bei. Die geplante Belastung des solaren Eigenverbrauchs geht dabei in die falsche Richtung. Was jetzt neben der abschließenden Regelung durch den Gesetzgeber noch fehlt, sind überzeugende Geschäftsmodelle.

Vom Con­ zum ProsumerAufgrund der technologischen und finanziellen Komplexität liegt die Einstiegshürde seitens der Kunden recht hoch. Dabei wären insbeson­dere kleine und mittelständische Un­ ternehmen gut beraten, Konzepte vorzulegen, die auf eine Erfüllung energieabhängiger Aufgaben ab­zielen. Der Verbraucher zahlt mo­natlich einen Fixbetrag und erhält dafür das jeweils passende Set aus Anlage und Speicher – inklusive einer Reststrom­Versicherung und passender Lastenmanagement­systeme. Lösungen, die den Ver­braucher mit Hilfe seines Energie­versorgers zum Prosumer machen, würden dabei für beide Seiten zu einem guten Geschäft werden. Auch Angebote, bei denen der Dienstleister den Stromverbrauch des Kunden über Energieberatung

oder den Einsatz energieeffizienter Geräte optimiert und den Kunden an dem Gewinn beteiligt, sind viel­versprechend. Begünstigende Trei­ber wie variable Tarife gekoppelt an eine Leistungsobergrenze oder ein bestimmtes Gesamtvolumen könn­ten nach einer Testphase schritt­weise auf weitere Kundengruppen ausgedehnt werden.

Die Politik muss jetzt für die entsprechenden Rahmenbedin­gungen sorgen, um Planungssi­cherheit für neue Geschäftsmodel­le zu bieten und wünschenswerte Entwicklungen nicht vorzeitig ab­zuwürgen. Energieanbieter sind hingegen gefordert, überzeugende Konzepte vorzulegen, die die Kom­plexität energierelevanter Konsu­mentscheidungen minimieren, den Endkunden mit einbeziehen und so für den Energiemarkt der Zukunft gewinnen. 1 TNS Emnid im Auftrag des Verbraucher- zentrale Bundesverbands (vzbv) (2013) 2 Statistisches Bundesamt (2013)

Die Energiewende setzt die Energiewirtschaft unter Druck und den Energiemarkt der Zukunft auf die Agenda. Nur Verbraucher merken davon bislang noch wenig. Nun sind die Unternehmen in der Pflicht, dies zu ändern.

Ein Gastbeitrag von Dr. Holger Krawinkel

„Eine wichtige Aufgabe ist es, die Nach- frage zeitlich stärker an das volatile Angebot zu koppeln.“

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Die Energiewende hat die traditio­nellen Geschäftsmodelle in der Ener­giebranche kräftig durcheinander­gewirbelt und stellt viele Unterneh­ men vor große Herausforderungen. Dies betrifft vor allem die konven­tionelle Stromerzeugung. Das wach­sende Angebot an erneuerbaren Energien lässt zum einen die Preise an den Strombörsen sinken, zum anderen führt es dazu, dass insbe­sondere flexible Gaskraftwerke nur noch auf geringe Betriebsstunden kommen und kaum noch Geld ver­dienen. Dies gilt im Übrigen auch für Pumpspeicher, die früher vor allem in den Mittagsstunden die Spitzenlast abdeckten. Diese Rolle übernehmen nun die PV­Anlagen, allerdings mit dem Nachteil der un­sicheren Bereitstellung von Leis­tung, da naturgemäß die Sonne nicht immer scheint.

Flexible KapazitätenDiese Entwicklungen zeigen: Die Energieversorgung steht vor einem Rollentausch. Stück für Stück wer­den die erneuerbaren Energien die Hauptlast übernehmen. Allerdings müssen sie mit flexiblen Kapazi täten flankiert werden, um die Versor ­ gungsicherheit zu gewährleisten, wenn Wind­ oder Solaranlagen nicht genügend Strom liefern kön­nen. Infrage kommen dafür sowohl moderne Kraftwerke, als auch Strom­speicher oder das Lastmanagement. Auch Power to Gas ist prinzipiell ge­eignet, um auch mittelfristige Eng­pässe bei den Erneuerbaren zu über­

brücken. Allerdings sind bei diesen Technologien zum Teil noch erheb­liche Entwicklungspotenziale zu heben, bis sie eine wirtschaftliche Alternative darstellen. Bis dahin könnten in der Höhe angemessene und zeitlich limitierte Anreize das Vorhalten von Erzeugungsleistungen wirtschaftlich ermöglichen. Solche kosteneffizienten Kapazitätsmecha­nismen sollten sich nicht nur für Betreiber von flexiblen Großkraft­werken rechnen, sondern auch für dezentrale mittlere und kleinere BHKW­Anlagen oder abschaltbare Verbraucher (Demand­Side­ Management) Anreize bieten.

Eine Herausforderung der Zukunft ist, das auf Grundlastver­sorgung beruhende System mit dem der fluktuierenden Erzeugung aus Wind und Sonne zu verbinden. Mit der verpflichtenden Direktver­marktung, wie sie nun im Erneuer­bare­Energien­Gesetz vorgesehen ist, ist hier ein erster Schritt getan. Die Direktvermarktung bietet einen Anreiz, die Produktion von Erneuerbaren­ Anlagen nach dem Bedarf auszurichten.

Dezentrale AngeboteFür die Unternehmen entstehen entlang der Wertschöpfungskette vor allem auf dezentraler Verteil­netzebene viele neue Geschäfts­chancen: Im Vertrieb, bei Ener­giedienstleistungen oder bei der Direktvermarktung erneuerbarer Energien. Auch regionale Koopera­tionen gewinnen an Bedeutung.

Bereits bestehende Kooperationen bei der Erzeugung mittels erneuer­barer Energien wie etwa Energie Südpfalz in Rheinland­Pfalz oder Neustromland im Saarland zeigen, dass es vorteilhaft ist, die mit der Entwicklung und dem Betrieb von Wind­ und Solarparks verbundenen Risiken auf mehrere Schultern zu verteilen. Bei der Projektentwicklung und ­steuerung können alle Betei­ligten auf breiteres Know­how zu­rückgreifen. So lassen sich Syner­gien nutzen und Kosten reduzieren.

Flexible Modelle für Ökostrom­vermarktungDen gemeinsam erzeugten Strom beispielsweise als regionales Produkt direkt an Kunden zu liefern, ist ak­tuell über das Marktprämienmodell nicht möglich. Dabei gibt es hier Potenzial, dass sich mit flexibleren Rahmenbedingungen, etwa mittels der Vermarktung von Teilmengen, be­dienen ließe. So könnte dem Kun­den gegenüber eine geschlossene Lieferkette von der Anlage nachge­wiesen werden. Versorger könnten regionale Grünstrom­Produkte anbieten, bei denen Erneuerbaren­Strom zum Beispiel gekoppelt mit Kraft­Wärme­Kopplungsstrom und Demand­Side­Management ein Paket bildet. Dabei ist der Gesetz­geber gefragt, flexible Rahmen­bedingungen zu schaffen, die es ermöglichen, solche Produkte an­zubieten. Ein Vorteil: Für Strommen­gen, die im Wege der sonstigen Direktvermarktung aufgenommen

Die Energiebranche befindet sich im Umbruch. Für die Unternehmen der neuen Energiewirtschaft bietet dies mehr Chancen als Risiken.

Blick nach vornEin Gastbeitrag von Dr. Hans-Martin Huber-Ditzel

22 Kompass 01/2014

werden, wird keine Förderung ausgezahlt. Die Umlage könnte auf diese Weise entlastet werden.

Vom Versorger zum ServicedienstleisterIn den kommenden Jahren entsteht im Zuge der Energiewende auf Ver­teilnetzebene darüber hinaus ein Be­darf für neue Dienstleistungen, bei Smart Metern, bei Eigenver­ brauchslösungen, dezentralen Ener­giespeichern oder Contracting­An­geboten, etwa für Energieeffizienz. Insgesamt ändert sich durch die Energiewende die Rolle des Energie­versorgers – weg vom reinen Strom­lieferanten, hin zu einem Anbieter von Energieservices. Ein Ausbau von Kooperationen und Beteiligun­gen wird dafür notwendig sein.

Für diese smarten und de­zentralen Energielösungen wie auch für den Energiemarkt insgesamt gilt: Es bedarf verlässlicher und möglichst flexibler Rahmenbe­dingungen, auf deren Grundlage Unternehmen wettbewerbliche Angebote entwickeln können.

Dr. Hans-Martin Huber-Ditzel, CEO Enovos Deutschland SE und Vorsitzender des Vorstandes bne.

Vernetzte Entwicklung von Alleinstellungsmerkmalen

Neu­ produkt GAS

Neu­ produkt Strom

Neue Technik

Neue Gesetze

Wandel über die Wertschöpfungskette

Erzeugung HandelTransport Verteilung Verbrauch

Neues Marktdesign

Power to Gas

Power to Traffic

Systemintegration EEDemand-Side-Mgmt.

Marktintegration EE

Flexibilität

NetzausbauKapazität

Viele dieser neuen Geschäftsfelder finden dezentral statt. Das Ausnutzen von Synergien auf der Verteilnetzebene verbessert unmittelbar die Wirtschaftlichkeit!

Quelle: Enovos

Quelle: Enovos

Stromführung wird ermöglicht durch neuen Wärmespeicher

Nutzung neues KWKG; 250 €/m³ Förderung Wasserspeicher

Cross-balance Gas-liefervertrag für Regel-strom und -gas

Vermeidung von Gas bezugsspitzen bei Stromführung

Wasserspeicher durch elektrothermische Heizanlage erweitern

Negative Halbwelle einer SRL-Tranche durch Elektrothermik möglich

Grünstromprivileg modifiziert EEG 2014Direktvermarktung

SRL-Pool Teilnahme erfordert zumindest zeitweise Stromführung

Teilnahme am Regelgaspool

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Für den Erfolg der Energiewende ist eine Flexibilisierung der Nachfrage von zentraler Bedeutung. Dafür sind variable Tarife notwendig.

Smarte Lösung für EnergieverbraucherEin Gastbeitrag von Nikolaus Starzacher, Discovergy GmbH

Transparenz und Wettbewerb füh­ren zu einer effizienten Ressourcen­allokation. Ein Energiemarktde­sign, bei dem die Preisbildung in Abhängigkeit von Angebot und Nachfrage erfolgt, ist daher ein ef­fektives Steuerungsinstrument, um volkswirtschaftlich optimale Anreize für eine Flexibilisierung

der Energienachfrage (und des An­gebots) zu erzielen. Die gilt auch und gerade in Konkurrenz zu ande­ren Handlungsoptionen wie dem Netzausbau und dem Aufbau von Speicherkapazitäten.

Was im Großhandel der Strombörse EEX schon gut funktio­niert, muß nun mittels variabler

Tarife auf die gesamte Wertschöp­fungskette bis hin zum Endverbrau­cher ausgedehnt werden. Intelli­gente Stromzähler bieten dazu das passende Instrument, denn Kos­ten = aktueller Verbrauch x aktuel­ler Preis. Auch lassen sich mit pas­senden Smart­Meter­Lösungen die Erfolge von Effizienz­ und Flexibi­

24 Kompass 01/2014

lisierungsmaßnahmen sofort nach­vollziehen. Mit zukünftigen Smart­Meter­Gateways können sogar grö­ ßere Verbraucher wie etwa Wärme­pumpen, Batteriesysteme und Elektroautos – aber perspektivisch auch intelligente Haushaltsgeräte vollautomatisch gesteuert werden. Sie laufen immer dann, wenn der Strom besonders günstig ist.

Der unabhängige und bun­desweit aktive Messstellenbetrei­ber Discovergy hat eine solche in­novative Smart­Meter­Lösung entwickelt: Kunden können jeder­zeit über das Web oder die mobile App ihren Stromverbrauch und ihre Stromkosten in Echtzeit ver­folgen (siehe Abbildung).

Das Prinzip: Über die Be­nachrichtigungsfunktion erhält der Kunde Hinweise, wenn frei einstellbare Grenzwerte über­ oder unterschritten werden. So kann er seinen Stromverbrauch jeder­zeit überwachen.

Kein Anreiz für LastverschiebungDas Problem: Leider gibt bis heute – abgesehen von einigen HT/NT­ Tarifen der Grundversorger – keine für den Kunden attraktiven last­ und zeitvariablen Tarife – und dass, obwohl alle Lieferanten nach § 40 des Energiewirtschaftsgesetzes seit 2008 mindestens einen solchen Tarif anbieten müssen. Der Grund: Abgesehen von einer reduzierten Konzessionsabgabe in der Neben­zeit ergeben sich keinerlei Kosten­vorteile für den Lieferanten. Bei ei­nem durchschnittlichen kWh­Preis für den Endkunden von 25 Cent bie­tet eine Ersparnis von ein bis zwei Cent keinen ausreichenden Anreiz für eine Lastverschiebung.

Was muss also passieren, um intelligente Lösungen für den Kunden anzubieten? Eine Abrech­nung des tatsächlichen Lastgangs (Zählerstandsgangmessung) an Stelle der heute verpflichtenden Gleichmacherei über Standard­

lastprofile wäre ein wichtiger ers­ter Schritt. Denn was nutzen Preis­signale, wenn diese keinerlei Vor­ teile für den Lieferanten und den Endverbraucher haben? Dabei ist darauf zu achten, dass durch die Abrechnung der Zählerstandsgänge keine (wesentlichen) zusätzlichen Kosten durch die Netzbetreiber ent­stehen, um die flexible Abrechnung nicht bereits im Keim zu ersticken.

Flexibilität gerecht vergütenWeiterhin ist zu überlegen, wie sich die übrigen Kostenkomponen­ten (Netzentgelte, EEG­Umlage, Steuern und weitere Umlagen und Abgaben) variabel ausgestalten lassen, etwa als Faktor auf den Bör­senpreis anstatt der heute verwen­deten festen Abgabe pro Kilowatt­stunde (kWh). Anstelle variabler Tarife mit einer Spanne zwischen 25 bis 27 Cent wären zudem Tarife mit einer Spanne zwischen bei­spielsweise 0 bis 100 Cent denkbar.

Darstellung eines HT/NT-Tarifs im Webportal: Preissignale bis zum Endverbraucher

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Der gemittelte Preis dürfte dabei für den durchschnittlichen Kunden niedriger sein als heute. Ein weite­rer Effekt: Die Stärkung des Last­managements führt insgesamt zu einer effizienteren Kosten­ und Ressourcenallokation, da ein Teil der Investitionen in teuren Netz­ausbau und Speichertechnologien entfallen kann.

Generell gilt: Je flexibler die Nachfrage, desto geringer der durchschnittliche Strompreis. So wird Flexibilität gerecht vergütet.

Lösungen für den EigenverbrauchObwohl das aktuelle Markt­ design ein Angebot attraktiver variabler Tarife nicht erlaubt, so gibt es dennoch bereits heute einen wichtigen Anwendungs­ fall für variable Preise: die Opti­mierung des Eigenverbrauchs.

Eine heute errichtete PV­Anlage erzeugt Strom für circa zehn Cent/Kilowattstunde; deutlich weniger als die Hälfte des aus dem Netz be­zogenen Stroms – für den Betreiber also Anreiz genug, die Nachfrage zu flexibilisieren. Discovergy bietet deshalb für PV­Anlagen­Betreiber eine Lösung, mit der sich der Ei­genverbrauch effizient steigern lässt – zusätzlich zur Überwachung der Anlage und der Reduktion des Verbrauchs (siehe Abbildung).

EEG­Pläne schaden FlexibilisierungAuch in Objektnetzen – beispiels­weise gemeinsam mit der Woh­nungswirtschaft – lassen sich ent­sprechende Modelle zur Anpas­ sung der Nachfrage an die Produktion durch PV oder BHKW innerhalb des Objekts erfolgreich umsetzen. Insbesondere dann,

wenn regelbare Lasten (z. B. Wär­mepumpen) dargebotsabhängig und vollautomatisch geschaltet werden.

Vor dem Hintergrund maxi­maler Preisspreizung ist die im neu­en EEG vorgesehene Belastung des Eigenverbrauchs mit einer (reduzier­ten) EEG­Umlage leider wenig hilf­reich für eine Flexibilisierung der Nachfrage; eine schnellere Reduzie­rung der Einspeisevergütung wäre hier das bessere Instrument gewesen.

Darstellung des Eigenverbrauchs, des Netzbezugs und -einspeisung

Nikolaus Starzacher ist Gründer und CEO der Discovergy GmbH

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Wie sieht das Stromnetz der Zukunft aus? Nach Ansicht des Zukunfts -forschers Christian Rauch fließen künftig vor allem eine Menge Daten durch die Leitungen. Einen Vorteil hat der, der diese intelligent managt und einsetzt.

„Es wird komplexer“

Herr Rauch, wie können wir uns das Stromnetz der Zukunft vorstellen?Viele Entwicklungen sind schon heute erkennbar. So wird es immer mehr Erzeuger geben, die gleich­zeitig auch Konsumenten sind. Wovon wir uns im öffentlichen Diskurs derzeit noch keinen rech­ten Begriff machen, ist, welche Herausforderungen die Dezentra­lisierung der Netze, der Energie­versorgung und des Energiemanage­ments bedeuten.

Inwiefern?Vor allem im urbanen Raum wird es darum gehen, ganz unterschiedli­che Systeme zusammenzuschalten, also Energieversorgung, Telekom­munikation, intelligentes Gebäude­management und Mobilität. Stel­len Sie sich beispielsweise vor, in einer Stadt wie Berlin fahren in einigen Jahren tausende Elektro­autos, deren Batterien als Puffer­speicher für erneuerbare Energien dienen. Als Netzmanager müssen Sie dann darauf vorbereitet sein, dass sich ab 17 Uhr diese Fahrzeuge vom Netz abkoppeln, weil Feier­abend ist und die Besitzer nach Hause fahren.

Dem Netzmanagement kommt also eine wachsende Bedeutung zu.Ja. Sie müssen perspektivisch un­terschiedliche und bisher getrennte Strukturen vernetzen, angefangen von Haushalten mit intelligenten Ge­räten, über Energiesparhäuser bis hin zu E­Autos oder Windparks. Die große Frage wird sein, wie man diese Strukturen so aufsetzt, dass sie sicher sind.

Wie kann das gelingen?Es wird in jedem Fall komplexer. In die Prognosen fließen immer mehr Daten ein. Früher konnte sich ein Energieversorger darauf einstellen, dass an Weihnachten alle den Back­ofen einschalten. Künftig muss er auch noch wissen, wann die Kun­den ihre Elektroautos aufladen und wann sie sie wieder vom Netz neh­men. Ich will nicht schwarz malen, aber für den Übergang müssen wir uns vielleicht auch auf mehr Blackouts einstellen.

Warum? Der Ausbau der Energienetze zum Smart Grid und damit die Dezentra­lisierung der Energieversorgung macht die Stabilisierung der Strom­

netze schwieriger – und kürzere Stromausfälle auch erst einmal wie­der wahrscheinlicher. Diese höhere Volatilität der Netze, aufgrund der stark steigenden Mengen an erra­tisch anfallendem Wind­ und So­larstrom, gilt es zu managen, will man die nötige Versorgungssicher­heit erreichen. Um die Netze in Zukunft sicher zu machen, brau­chen wir viele Daten, aber auch immer einen Plan B.

Angesichts der immer stärkeren Vernetzung: Welche Rolle wird die Datensicherheit spielen?Das wird ohne Frage sehr wichtig werden. Genauso wichtig wird es sein, die stetig wachsenden Daten­mengen auszuwerten und einzu­setzen. Nicht nur Daten zum Strom­verbrauch einzelner Haushalte, sondern auch die zu Verkehrsströ­men oder zu Witterungsverhält­nissen, die ja Auswirkung auf die Erzeugung von Sonnen­ oder Windstrom haben. Der intelligente Umgang mit Daten wird entschei­dend sein. Dort sehe ich die größten Effizienzpotenziale, etwa durch Verbrauchssteuerung oder Anreize für Energiekunden.

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Das heißt Bits und Bytes werden neben den Kilowattstunden zu einem immer wichtigeren Gut im Energiesystem?Ja. Nicht umsonst redet man ja vom Internet des Stroms. Die Ansprü­che an die Energieversorger steigen; sie müssen nicht nur Strom lie­fern sondern auch intelligente Ge­schäftsmodelle und Produkte ent­wickeln. Die Energieversorger wer­ den zu einer Art Alltagsmanager.

Das Netz der Zukunft hat ja offen­sichtlich viel mit IT zu tun; das können kleine Energieversorger oder Netzbetreiber von den Res­sourcen doch gar nicht ohne wei­teres leisten. Werden wir also neue Player sehen? Google etwa hat ja gerade den Hausthermos ­tat­Anbieter Nest übernommen. IT, Software, intelligente Apps oder Sensoren, all das wird eine immer größere Rolle spielen. Wenn die Ener­gieversorger das selbst nicht leis­ten können, werden neue Anbieter kommen, vielleicht aus Asien, Indien oder Afrika. Zu glauben, wir haben das Know­how und die Ressourcen in der Hand und das wird so blei­ben, ist gefährlich. Da muss man sich nur anschauen, wie dynamisch sich der Energiemarkt in den vergangenen zehn Jahren entwickelt hat. Zu be­obachten ist auch, dass manche Län­der bestimmte Entwicklungsstufen einfach überspringen. Nur ein Bei­spiel: In Afrika ist man, was Mobile Banking und Mobile Payment an­geht, weit fortgeschritten, während in Europa die Banken noch versu­chen, Kreditkarten an die Kunden zu bringen. Warum sollte es beim Thema dezentrale Energieversor­gung nicht auch so kommen?

Welches Land oder welches Unternehmen ist denn im Moment beim Thema Smart Grid führend? Eine flächendecke Vernetzung von Smart Metern gibt es noch nirgend­wo. Aber es gibt schon viele gute Ansätze. Opower in den USA etwa liefert seinen Kunden nicht nur Verbrauchsdaten, sondern zeigt auch, wie der individuelle Verbrauch im Vergleich zu dem von vergleich­baren Haushalten in der Nachbar­schaft aussieht. Das ist ein gutes Beispiel dafür, wie Leute mit smar­ter IT zum Stromsparen animiert werden können, ohne ihnen 20 Bro­schüren in die Hand drücken zu müssen. Wien plant mit der Seestadt Aspern derzeit eine Art intelligente Modellstadt. Dort wird das Zusam­menspiel von dezentraler Energie­versorgung, Gebäudetechnik, intel­ligenten Stromnetzen sowie Infor­ mationstechnik erprobt. Das sind schon wichtige Meilensteine.

Wie lange wird es denn dauern, bis solche vernetzten Systeme Alltag werden?Im Moment läuft das noch etwas zäh. Aber ich glaube, nach 2020 werden wir deutliche Fortschritte sehen, weil sich angrenzende Sys­teme wie die Elektromobilität dann schneller entwickeln werden. Das wird sicherlich ein Treiber für Smart Grids sein, genauso wie in­telligentes Gebäudemanagement.

Werden wir als Verbraucher nicht überfordert sein mit all der Technik? Schließlich wird die Gesellschaft ja immer älter …Computer, Smartphones und so weiter sind für die älter werdende Generation ja heute schon selbst­

verständlich. Wir finden vielleicht den Sicherungskasten nicht mehr, aber wo unser Handy liegt, und wie wir damit über eine App den eigenen Stromverbrauch abrufen können, das wissen wir ganz genau. Und so wird es für uns ganz selbst­verständlich sein, wenn in einigen Jahren der Nachbar den Strom aus seiner Solaranlage in unserem Elektroauto speichert. Die Tech­nik wird im Hintergrund laufen. Ich muss mich also nicht ständig darum kümmern, ob ich etwa den selbst erzeugten Strom nutze, speichere oder einspeise.

Die Vernetzung übernehmen andere?Genau. Die Netze werden zwar dezentraler, aber das heißt nicht, dass Millionen Verbraucher künf­tig die Entscheidungen treffen müs­sen, die sonst ein Energieversorger trifft. Dafür wird es weiter professio­nelle Anbieter geben. Ein Beispiel sind die Blockheizkraftwerke von Lichtblick. Die stehen zwar in den Heizungskellern der Kunden, aber gesteuert werden sie ja extern.

Die Fragen stellte Karsten Wiedemann.

Christian Rauch ist Projektmanager Research & Leiter Auftragsstudien am Zukunftsinstitut in Frankfurt/Main.

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Impressum

Herausgeber:BundesverbandNeuer Energieanbieter e. V. (bne)Hackescher Markt 410178 Berlin

Fon: + 49 30 400548­0Fax: + 49 30 400548­10mail@bne­online.dewww.bne­online.detwitter.com/bne_news

Steuer­Nr.: 27/620/55384 Vereinsregister­Nr.: 23212 AG Charlottenburg

V. i. S. d. P.: Robert Busch

Redaktion: Karsten Wiedemann

Mitarbeit: Arndt Börkey, Dr. Thies Clausen, Cornelia Nix, Margrit Zubler Homuth

Gastautoren dieser Ausgabe: Dr. Hans­Martin Huber­Ditzel, Dr. Holger Krawinkel, Robert Mosberg, Nikolaus Starzacher

Gestaltung: BÜRO WEISS

Druckerei: agit­druck GmbH

Redaktionsschluss: 6. Mai 2014

Bildnachweise: Jan Pauls: S. 1, S. 4, S. 7, S. 11, S. 12, S. 15, S. 17, S. 18, S. 20, S. 23, S. 24, S. 27, S. 31 lekker energie GmbH: S. 19 vzbv: S. 21 Discovergy GmbH: S. 26 Zukunftsinstitut GmbH: S. 30

Auflage: 2.500

Hinweis: Gastbeiträge ent­ sprechen nicht zwangsläufig der Meinung des bne.

Nachdruck – auch auszugs­ weise – nur mit Genehmigung des Herausgebers

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