Der geplante Wegfall der Einspeisevergütung für Dachanlagen wird mit der Belastung der Netze begründet. Ich habe im vorigen Blogeintrag schon illustriert, wie ein netzdienliches Einspeiseprofil ohne Direktvermarktung angereizt werden könnte. Nun betrachte ich die Diskussion um die Netzentgelte.

Die Netze zu errichten und zu betreiben/pflegen kosten einen Haufen Geld. Die Leitung muss da liegen, egal ob ich sie ständig nutze oder nur hin und wieder. Wobei es im Verteilnetz den Gleichzeitigkeitsfaktor gibt, je mehr Anschlüsse von einer Leitung bedient werden, desto geringer ist die Wahrscheinlichkeit, dass alle gleichzeitig die Anschlussleistung ausschöpfen, daher kann die Leitung bei minimalem Risiko überbucht werden.

Es schien ausreichend, beispielsweise für hundert Haushalte die Anschlussleistung von zwölf bereitzustellen. Sind elektrische Durchlauferhitzer vorhanden, wird etwas großzügiger geplant. Die Energiewende mischt hier aber die Karten neu, an einem kalten Wintertag könnten eine Vielzahl von Wärmepumpen gleichzeitig stundenlang auf Volllast laufen, oder gar die Heizstäbe zum Einsatz kommen. Abends könnten viele Elektroautos gleichzeitig das Laden anfangen. Deshalb wurde die Fähigkeit erst zur Abschaltung, dann zum Dimmen geschaffen: §14a EnWG.

Aber es besteht kein Zweifel, dass die Verteilnetze ausgebaut werden müssen, um die Energie zu transportieren, die wir früher aus Heizöl, Gas oder Benzin und Diesel gezogen haben - glücklicherweise ist Strom viel effizienter und schon etwa ein Viertel elektrischer Energie ersetzt die Fossilen. Außerdem sind erneuerbare Erzeugungsanlagen nicht beliebig im Land platzierbar, von den geeigneten Standorten brauchen wir Leitungen ins Netz und ggf. durchs Land. Das alles wird über den Preisbestandteil “Netzentgelte” im Strompreis bezahlt.

Als Preisgrundlage kommen grundsätzlich drei Maße in Frage:

  • Grundpreis: ein fester Preis für den Anschluss, ganz unabhängig von der Nutzung;
  • Leistungspreis: der Preis hängt von der höchsten genutzten Leistung innerhalb eines Betrachtungszeitraums ab;
  • Arbeitspreis: der Preis hängt von der entnommenen Energiemenge (kWh) ab.

Der Leistungspreis konnte früher nur mit einem aufwändigeren Meßgerät ermittelt werden. Diese lohnte sich nur bei Großverbrauchern der Industrie einzubauen. Für Haushalte bleibt also nur Grundpreis oder Arbeitspreis. Man wollte aber den Grundpreis nicht abschreckend hoch machen, daher blieb nur die Option, für Haushalte den größten Teil der Netzentgelte auf den Arbeitspreis umzulegen. Damit wird auch Energiesparen gefördert, was ja ein volkswirtschaftlich wünschenswertes Ziel ist.

Bei reinen Verbrauchern kann man auch in etwa davon ausgehen, dass der durchschnittliche Verbrauch und die Belastung des Stromnetzes eng zusammenhängen, es ist also fair, und Wenigverbraucher zahlen nur einen geringen Betrag für das reine Vorhandensein des Stromanschlusses. Diese Betrachtung kippt aber, wenn die Nutzerschaft sich auf Prosumer, also Haushalte mit eigener PV, die viel Eigenverbrauch haben, im Sommer womöglich überflüssigen Strom einspeisen, aber im Winter ähnlich viel, oder aufgrund ihrer veränderten Gewohnheiten (“billiger Strom”, Rebound-Effekt) sogar mehr Strom aus dem Netz beziehen, aber in Jahressumme einen deutlich niedrigeren Strombezug haben, einerseits und weiterhin reine Verbraucher ohne PV andererseits verteilt. Hier zahlen die reinen Verbraucher einen Teil der Netzkosten für die Prosumer mit. Das ist die Logik, warum Netzentgelte auf den Eigenverbrauch oder andere Ausgleichszahlungen diskutiert werden, obwohl das nach der naiven Betrachtung: “was willst du von mir, mein Eigenverbrauch durchläuft das Netz doch garnicht?!” unlogisch erscheint.

Wie kann es nun weitergehen?

Kürzlich bin ich auf den Podcast Energiezone aufmerksam geworden, der das Thema in Ep. 111 und 112 mehr oder weniger sachlich und fundiert bespricht (z.B. fällt völlig verfehlt das Stichwort “Net Metering”, das gibt es bei uns nur illegal bei Nichtanmeldung eines Balkonkraftwerks und Weiterbetrieb eines Ferraris-Zählers ohne Rücklaufsperre, oder ganz kurz zwischen MaStR-Anmeldung und Zählertausch; in den Niederlanden dagegen ist das als Anreiz für den privaten PV-Zubau jahrelang zur Geschäftsgrundlage erklärt worden - im Vergleich zu der “Stromgutschrift” sind auch unsere EEG-Vergütungen seit vielen Jahren lächerlich niedrig). Auch im Forum der Lage der Nation beispielsweise hier wird die entsprechende Betrachtung im Verfahren “AgNes” der Bundesnetzagentur thematisiert.

Aus meiner Sicht sind folgende Aspekte für eine Neuregelung zu berücksichtigen:

  • naive Verbraucher sollen nicht einem unverhältnismäßigen Kostenrisiko ausgesetzt werden, das wäre der Fall, wenn ein wesentlicher Preisbestandteil auf den Leistungspreis verlagert und dieser entweder als höchste auftretende Lastspitze oder die höchste beobachtete Viertelstundenleistung (die sich ja aus den Messwerten eines SmartMeter ableiten lässt) definiert wird. Da könnten beispielsweise eine im allgemeinen wenigverbrauchende Familie, die fürs Weihnachtsfestessen alle Register des Elektroherds gezogen hat, oder Mieter in Objekten mit elektrischem Durchlauferhitzer zu stark belastet werden.
  • aufgrund des Gleichzeitigkeitsfaktors mitteln sich Verbrauchsspitzen mutmaßlich aus, entscheidend für die Netzdimensionierung ist aber die längerdauernd hohe Last innerhalb von saisonalen Schwankungen.
  • andere Steuerungsinstrumente wie zeitvariable Netzentgelte (oder sogar dynamische - da muss aber Preistransparenz für die Verbraucher bestehen, und für Verbrauchssteuerung wie durch ein HEMS sollte dafür eine einheitliche API definiert und von allen Netzbetreibern bereitgestellt werden, am besten mit einem Vorlauf von 12 Stunden oder mehr) können einen Teil der Netzdienlichkeit anreizen und damit den Anteil der auf anderer Basis abzurechnenden Netzentgelte senken.

Ich halte für die Leistungskomponente folgendes Maß für am besten geeignet:

die höchste durchschnittliche Monatsbezugsleistung im Verlauf eines Kalenderjahres

Warum das:

  • durch die Durchschnittsbildung pro Monat fallen alle kurzzeitigen Schwankungen im Verbrauch heraus, das minimiert die zufällige Streuung und den Einfluss von Einzelereignissen (erfüllt das Kriterium “keine Überraschungen”);
  • durch den Betrachtungszeitraum eines ganzen Jahres werden saisonale Schwankungen zuverlässig erfasst (trifft also die, die es treffen soll: die Prosumer, die nur im Winter Netzbezug haben, da aber ggf. hohen);
  • noch idealer wäre die Betrachtung pro Winter, also Juli zu Juni, damit der Schnitt nicht in der “interessanten” Periode erfolgt, aber ich denke, die Bindung ans Kalenderjahr ist leichter zu vermitteln und deckt sich mit anderen Regelungen.

Natürlich muss man eine Regelung finden für die unterjährige Abrechnung eines Anschlusses. Der Wechsel des Stromanbieters ist dabei ohne Bedeutung, wenn der Anschlussinhaber gleich bleibt: genau wie die Zählerkosten werden die Netzentgelte ja vom Stromanbieter nur durchgereicht.
Aber wenn der Anschlussinhaber wechselt, muss eine Schlussabrechnung möglich sein, und es ist die Frage, ob man einem Neu-Inhaber die bisherige Historie belasten soll. Für die Schlussabrechnung könnte der letzte 12-Monats-Zeitraum bis zum Versorgungsende genommen werden (oder seit Versorgungsbeginn, falls kürzer), das vermeidet eine spätere Korrektur. Für den Neu-Inhaber könnte das Rumpf-Jahr bis Jahresende ausgewertet werden, das enthält ja immerhin typischerweise den Dezember und damit einen PV-schwachen Monat. Damit braucht nicht zwischen einem übernommenen und einem neu hergestellten Anschluss unterschieden werden.

Nun ist noch die Frage, wie sich die neue Leistungskomponente zwischen die bestehenden Grundpreis und Arbeitspreis einreiht, und welchen Anteil sie übernehmen soll.
Ich denke sie sollte zunächst den Grundpreis mindern. Nach meinem Eindruck haben viele Stromanbieter den Grundpreis erhöht, möglicherweise auch um die Netzentgelte zuverlässig zu erlösen. Der Leistungspreis ist dafür eine fairere Grundlage.
Natürlich soll auch der Arbeitspreis gesenkt werden, das ist ein wichtiger Treiber der Energiewende, weil so z.B. die Wirtschaftlichkeit von Wärmepumpen gegenüber anderen Alternativen gestärkt wird. Einige Cent kann man hier umlagern. Aber es muss auch noch genug Spielraum bleiben, über zeitvariable oder sogar dynamische Netzentgelte netzdienliches Verhalten anzureizen. Das ist um so wichtiger, solange die einheitliche Gebotszone beim Börsenstrompreis teilweise lokale Fehlanreize setzt.

Apropos…

Strompreiszonen

Ich würde mir ja wünschen, dass die Politik sich zu einem nodalem Börsenpreisdesign durchringt. Agora Energiewende hat das schön vorgerechnet, auch eine Studie der TUM, die nach dem Start der ENTSO-Gebotszonenüberprüfung erstellt wurde, hat ein nodales Preissystem im Gegensatz zu mehreren Zonen als das überlegene identifiziert. Ganz frisch ist die Ariadne-Studie, die (im Vergleich mit einer oder drei Zonen) 22 Zonen als Näherung eines nodalen Markts als vorteilhaft ermittelt. Eigentlich müsste das Konzept “der Markt regelt, wenn er die Randbedingungen zutreffend abbildet” in der Union anschlussfähiger sein als eine “Planwirtschaft” mit staatlich geregelten Redispatchverfahren.

Umstellungen sind immer schmerzhaft und führen zu einmaligen Umstellungskosten. Deshalb ist es wichtig, dass das zukünftige Design langfristig stabil fortbestehen kann. Ein Kritikpunkt gegen eine Zonenaufteilung ist, dass sich durch den Netzausbau die sinnvollen Zonengrenzen verschieben würden, und damit die Zonenaufteilung schon veraltet wäre, wenn sie wirksam wird. Nodale Preise vermeiden diesen Einwand. Mit fein differenzierten Börsenpreisen können wir die Redispatch-Kosten in Milliardenhöhe fast völlig eliminieren, die heute auf die Netzentgelte umgelegt werden. Mit dem weiteren Ausbau der Erneuerbaren, auf die ich hoffe und setze, sind zutreffende Preissignale unverzichtbar. Denn auch die HGÜ-Leitungen von in Summe ca. 10 GW und die anderen Netzausbaumaßnahmen werden die “Kupferplatte” nicht wiederherstellen. Diese Hoffnung der Single-Zone-Verfechter, wie Prof. Christof Bauer (TU Darmstadt) halte ich für illusorisch - Deutschland hat heute schon einen Strombedarf von ca. 60GW und der wird sich mit Sektorkopplung mindestens verdoppeln. Einen falschen Börsenpreis durch dynamische Netzentgelte zu korrigieren ist komplex und löst das Übel nicht an der Wurzel, wird also Redispatch nur etwas mindern und wird bei unzureichender “Elastizität” (also zulässiger Schwankungsbreite des Preises) den Kampf gegen ein falsches Börsenpreissignal verlieren, die dennoch fehlgeleitete Flexibilitäten würden den Redispatchbedarf in die Höhe treiben, das Operating der Netzbetreiber mehr denn je beanspruchen und womöglich sogar unsere Versorgungssicherheit gefährden.