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05 | 2018

Energiewende eine

Energiewende eine erhebliche Unzufriedenheit mit der Energiepolitik ablesen. Was bemängeln Sie grundsätzlich? Wir wissen alle, welche Klimaziele wir erreichen wollen. Doch mit der Umsetzung hapert es. Bei uns wächst die Ungeduld. Wir brauchen einen sinnvollen Werkzeugmix. Dazu gehören die erwähnten Reformen der Netzentgelte und Umlagen. Je stärker der Markt sich am CO 2 -Ausstoß orientiert, umso richtiger, sicherer und nachhaltiger ist diese Lösung. Doch was haben wir heute? Der CO 2 -Handel liegt am Boden, die Netzentgeltstruktur setzt keine Anreize, der Einbau klassischer Heizungen wird sogar unterstützt. Wir haben einen Werkzeugmix aus der alten Zeit und erleben eine gewisse Flickschusterei beim Nachjustieren. „Mit CO 2 -Preisen gelingt die Preisbildung marktwirtschaftlich“ Also gehört auch das schon erwähnte EEG reformiert? Unbedingt, wir brauchen ein EEG nach dem EEG. Es ist doch ein Paradoxon: Wir wollen mit den erneuerbaren Energien zukünftig auch fahren und heizen. Und wir wissen, dass die Flächen, auf denen wir Sonne und Wind einfangen können, knapp sind. Eigentlich müsste diese erneuerbare Energie, die alle wollen, ein knappes Gut sein und sich deswegen automatisch ein entsprechender Preis bilden. Warum brauchen wir für etwas, was jeder haben will, einen Subventionsmechanismus? Mit CO 2 -Preisen oder ähnlichen Instrumenten gelingt die Preisbildung auch marktwirtschaftlich. Wir sehen beim Ausgestalten der Marktregeln Inkonsequenz und eine gewisse Angst vor Kontrollverlust. Man sollte die Industrie bne – Bundesverband Neue Energiewirtschaft e. V. auch mal machen lassen und neue Ideen zulassen. Wir würden wir uns mehr Mut und mehr Technologie-Offenheit und etwas weniger Regulierung wünschen. In anderen EU-Ländern erleben wir etwa, dass immer mehr Wind- oder Solarparks über direkte Lieferverträge zustande kommen, sogenannte Power-Purchase-Agreements. Das ist eine spannende Entwicklung. Trauen Sie der neuen Bundesregierung diesen Schwenk zu? Der Koalitionsvertrag spricht viele zentrale Themen an. Das ist positiv. Aber er sagt nichts darüber, bis wann es wie gemacht werden soll. Es ist alles möglich und könnte klappen. Wir werden jedenfalls unseren Teil dazu beitragen. Schauen wir uns einige weitere Punkte der „Mängelliste“ des bne näher an, zum Beispiel unzureichende Entflechtung beziehungsweise Quersubventionierung. Das ist eine Erbsünde der Liberalisierung von vor 20 Jahren, die uns jetzt wieder auf die Füße fällt. Die Verteilernetze klemmen immer noch in den integrierten Unternehmen. Es ist wettbewerblich bedenklich, dass integrierte Unternehmen über einen Einkommensstrom verfügen, den die nicht-integrierten Lieferanten nicht haben. Andererseits muss man verstärkt darauf achten, dass keine Diskriminierung stattfindet, wenn ein so riesiges Verteilernetz entsteht wie jetzt bei E.on. Das ist zwar einerseits gut, weil man in diesem Verteilernetz professionell arbeiten kann. Wir haben ja immer bemängelt, dass man mit einem Flickenteppich von 900 Netzchen schlecht Energiewende machen kann. Wenn aber in diesem gigantischen Netz Zum Zeitpunkt der Gründung am 25. September 2002 in Berlin bedeutete bne noch „Bundesverband Neue Energieanbieter“. Die Interessenvertretung entstand durch Verschmelzung der Vorgängerorganisationen Freie Energiedienstleister Verband (FEDV) und Initiative Pro Wettbewerb (IPW). Nach dem Start der Energiemarktliberalisierung war der bne zunächst die Interessenvertretung von neuen Energiehändlern und -lieferanten, die für diskriminierungsfreien Netzzugang (damals noch verhandelbar) kämpften. Im Laufe der Zeit und speziell durch die Energiewende sowie nun auch durch die Digitalisierung hat sich der Themenfokus des bne auf alle wettbewerblichen Wertschöpfungsstufen im leitungsgebundenen Energiemarkt erweitert: Erzeugung, Flexibilisierung, EE-Direktvermarktung, Aggregierung, E-Mobility, Smart Markets, Messwesen und Energieeffizienz, Strom- und Gasvertrieb. Entsprechend heterogen und volatil ist das Feld der aktuell knapp 45 bne-Mitgliedsunternehmen. Es handelt sich sowohl um Newcomer auf dem deutschen Energiemarkt als auch um Töchter etablierter Unternehmen, die darin neue Geschäftsfelder ausgelagert haben. alles erstickt würde, was nicht aus dem eigenen Hause kommt, wäre das natürlich schlecht für die Energiewende. Das Netz muss eine neutrale Plattform sein, auf der Dritte ihre Services anbieten. „Netzgebiete müssten eine Mindestanzahl von Anschlussnehmern haben“ Sie kritisieren also auch die Existenz der De-minimis-Regel, die besagt, dass EVU mit weniger als 100 000 Kunden ihren Vertrieb rechtlich nicht vom Netzbetrieb trennen müssen? Die De-minimis-Regel sollte ja eine Ausnahme für kleine Unternehmen sein, damit diese nicht von der Regulierung erschlagen werden. Die Konsequenz ist, dass über 90 % aller Stromnetze unterhalb dieser Schwelle liegen. Die De-minimis- Regelung ist eigentlich eine Regelung, hinter der sich bis auf die ganz Großen alle verstecken können. Eine Grenze von 5 000 Kunden beispielsweise wäre eher vermittelbar. Aber auch das ist nicht zielführend. Eigentlich müssten die Netze anders organisiert werden: Ein Netzgebiet müsste eine bestimmte Mindestanzahl von Anschlussnehmern haben, ab der es als effizient gelten kann, zum Beispiel eine Million Anschlüsse, sodass man Liquidität hat, sinnvoll speichern und Demand Side Management machen kann. Wie will man das in einem Dorfnetz mit 500 Anschlüssen darstellen? Ideal wäre, wir hätten in Deutschland zwei Dutzend regionale Verteilernetze mit effizienten Strukturen. Eigner dieser Regional-Aktiengesellschaften wären die Verteilernetzbetreiber vor Ort. Mit solchen regionalen Clustern wäre eine professionelle und effiziente Energiewende möglich, und keine Kommune müsste den Besitz an den Netzen aufgeben. Bleiben wir bei den Netzen. Sie beklagen auch mangelnde Transparenz. Richtig. Denn das Netz ist für Außenstehende nach wie vor ein schwarzes Loch. Fragt man Betreiber, was sie mit den Netzentgelten machen, erhält man die Antwort, dies sei Geschäftsgeheimnis. Geschäftsgeheimnisse haben Unternehmer, die sich vor Produktkopierern oder Ideendieben schützen wollen. Das Netz ist aber ein natürliches Monopol. Es gibt nichts, was man sich gegenseitig weggucken kann. Im Gegenteil entstünde Nutzen durch Austausch und Transparenz: Wenn ein Stadtwerk A zeigt, es hat diese Klem- 8 BWK Bd. 70 (2018) Nr. 5

Energiewende men eingesetzt und dort in eine bestimmte intelligente Technik investiert, kann ein Stadtwerk B davon profitieren, indem es die Strategie kopiert oder lernt, es anders besser machen zu können. „Es entsteht der Verdacht, dass zulasten der Unabhängigen quersubventioniert wird“ Aber die Bundesnetzagentur hat doch ein Auge auf die Netzbetreiber. Ja, die Bundesnetzagentur sieht das alles, aber kein externer Marktteilnehmer, der diese Netze benutzen und dafür bezahlen muss. Die Netze selber klagen immer über die Anreizregulierung: Wir haben zu viel zum Sterben und zu wenig zum Leben. Andererseits sind die Netze aber offensichtlich so lukrativ, dass heute ein Bietergefecht entsteht, wenn eins zum Verkauf kommt. Und wenn man sieht, welche Bedeutung die Netze für die Gewinnsituation integrierter Versorger haben, entsteht leicht der Verdacht, dass hier quersubventioniert wird – zulasten unabhängiger Energieunternehmen. Stichwort Automation der Marktprozesse? Da gibt es immer noch einiges zu tun. Beispiel elektronisches Preisblatt: Im Zeitalter der Digitalisierung ist das vielfach noch immer analog. Ein Versorger, der kein elektronisches Preisblatt erzeugen und verarbeiten kann, ist eigentlich nicht energiemarktreif. Entspricht das Energiemarkt-Design Ihrem Geschmack? Der Energy-only-Markt ist schon das richtige Modell. Aber man sollte auf Preisausschläge auch reagieren können. Wenn an einem Sonntag viel Wind- und Sonnenstrom im Netz ist, sollte der Preis nicht nur an der Börse sinken, sondern auch regional ein Anreiz geschaffen werden, den Tauchsieder im Heizwärmespeicher einzuschalten oder Elektromobile aufzuladen. In der neuen Energiewirtschaft ist nicht mehr allein der Börsenpreis das entscheidende Signal, sondern es gilt auch, die regionale Flexibilitätssituation einzubeziehen. In der Zukunft werden digitalisierte Liegenschaften von Algorithmen gesteuert, die Parameter wie Wetter, die Börsenpreise, Verteilernetzauslastung, Frequenz- und Spannungshaltung, Speicher- und Batteriefüllstände usw. berücksichtigen. Daraus wird sekundenschnell ermittelt, was man mit dem Strom am besten macht. Das Marktdesign für diese Szenarien haben wir noch nicht. „Das GDEW muss in den nächsten Jahren eifrig novelliert werden“ Hinkt die Gesetzgebung dem Markt hinterher? Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende (GDEW) ist ein erster Wurf. Aber die Technik ist schon wieder viel weiter als das Gesetz. Ich glaube, das GDEW muss in den nächsten Jahren sehr eifrig novelliert werden, damit es nicht zu einem Blockierungsgesetz wird. Welche Auswirkungen hat die Digitalisierung auf die Geschäftsmodelle der bne-Mitglieder? Es bewegt sich stark Richtung dezentraler Anlagenbau, smartes Energiemanagement für Gebäude inklusive Speicher und Elektromobilität. Eine komplette Einheit mit PV-Anlage, Strom- und Warmwasserspeicher ist zugleich Kraftwerk, Flexibilisierer und Nachfrager. Dieses neue Konstrukt muss für jede Situation gesteuert werden. Moderne Energiedienstleister können hier neue Geschäftsfelder entwickeln, indem sie solche Szenarien intelligent managen und die Sektorenkopplung möglich machen. Stellen Sie sich bitte vor, eine gute Fee würde dem bne drei Wünsche erfüllen. Welche wären das? Ich würde mir eine strikte CO 2 -Bepreisung wünschen sowie eine wettbewerbliche Ausrichtung der Umlagen- und Netzentgeltreform. Wenn die Fee ein großes Herz hätte, würde sie die beiden letztgenannten Wünsche als einen verstehen und mir einen weiteren gewähren. Und das wäre eine Vereinheitlichung und Zusammenführung des gesamten Regelwerks der energiewirtschaftlichen Gesetze und Verordnungen. Da ist so viel alter Ballast drin, dass wir mehrere Entschlackungskuren brauchen, um das alles auf den neusten Stand zu bringen. Herr Busch, vielen Dank für das Gespräch. i www.bne-online.de 20JAHRE IVU GmbH Wir machen den IVUnterschied: persönliche Verbindlichkeit vom Vertrieb bis zur Abnahme Jens Willendorf leitet unseren Vertrieb seit 20 Jahren. Seine Spezialität ist es, genau hinzuschauen und zu erkennen, was Kunden brauchen und dies verbindlich zu vertreten. Wenn es darum geht, Leistungspakete zu entwickeln, findet er gemeinsam mit unseren Kunden immer eine nachhaltig optimale Strategie. www.ivugmbh.de

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