Energiepolitik vor der Wahl

Vorschläge der Parteien, Energiepolitik ist vielfach Klimapolitik

Eines vorweg: Dieser Artikel soll keineswegs als Parteienwerbung verstanden werden, sondern als Aufruf, auf jeden Fall zur Wahl zu gehen.

Die Energiepolitik der letzten Legislaturperiode ist vor allem durch das Klimaschutzabkommen von Paris und die Novellierung des EEG bestimmt worden. Schon diese beiden Stichworte zeigen, dass es einen engen Zusammenhang zwischen Klimaschutz und Energiepolitik gibt. Das zeigt sich auch in vielen Wahlprogrammen.

Die CDU/CSU präsentiert sich und die Kanzlerin als Vorreiter in Sachen Umweltschutz. Wachstum und Umweltschutz sind für sie miteinander vereinbar; staatlicher Dirigismus erhält eine klare Absage. Man hält an den schon bekannten Zielen fest, ohne diese jedoch zu verschärfen.

Auch die SPD bekennt sich klar zu den Pariser Beschlüssen und den daraus entwickelten Zielen. Diese sollen durch den Ausbau erneuerbarer Energien und der Elektromobilität erreicht werden. Die SPD bekennt sich zu Technologieneutralität, Innovationsoffenheit und fordert mehr Energieeffizienz.

Erwartungsgemäß ist das Thema Klimaschutz ein Schwerpunkt des Wahlkampfs von Bündnis90/Grüne. Eine zentrale Forderung ist der Ausstieg aus der Kohleverstromung. Die 20 Kraftwerke mit dem höchsten CO2-Ausstoß sollen – analog zum Atomenergieausstieg – sofort stillgelegt werden. Der vollständige Ausstieg soll 2030 abgeschlossen sein. Das Instrument sind jährlich sinkende CO2-Budgets. Ab 2030 werden keine Neuwagen mehr zugelassen, die einen Verbrennungsmotor haben.

Die FDP setzt auch im Klimaschutz auf mehr Marktwirtschaft. Das gilt für die Stromerzeugung ebenso wie für die Elektromobilität. Langfristige Subventionen und feste Einsparziele lehnen die Liberalen ebenso ab, wie nationale Alleingänge.

Die Linke schließt sich in vielen Bereichen den Zielen der Grünen an. Allerdings soll hier der Staat eine zentrale Rolle spielen. U.a. soll er für einen bezahlbaren Strompreis für alle sorgen.

Die AfD kündigt an, das Pariser Abkommen zu kündigen und aus allen Klimaschutzplänen auszusteigen. Auch das EEG wird ersatzlos gestrichen und die Begrenzung der Laufzeiten der Atomkraftwerke wieder aufgehoben. Elektromobilität soll sich auf rein marktgetriebener Basis entwickeln.

Unabhängig davon, welche der jetzigen Koalitionsparteien an der nächsten Bundesregierung vertreten sind, kann man davon ausgehen, dass sich die Energie- und Klimapolitik nicht grundsätzlich ändern wird, aber durch einen evtl. neuen Koalitionär andere Akzente bekommt.

Erdgasmarktgebiete werden verschmelzen

Bundesrat stimmt Novelle der GasNZV zu

In die Kategorie „Das muss noch schnell vor der Sommerpause verabschiedet werden“ gehörte auch die Änderung der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV). Dem hat auch der Bundesrat am 7. Juli noch final zugestimmt. Wir stellen die wichtigsten Änderungen vor.

Die Fernleitungsnetzbetreiber werden ab 01.01.18 generell untertägige Kapazitätsprodukte anbieten. Eine verstärkte Nutzung dieser Produkte könnten zu einem Absinken der Erlöse der Netzbetreiber und in der Folge zu einem Anstieg der Netzentgelte führen. Für Industriekunden mit einer Vollversorgung hängt es nun von dem Können und Vermögen des Lieferanten ab, ob der über kurzfristige Renominierungen die Netzkosten senken kann. Um hier Fehlentwicklungen zu vermeiden, wird eine ab dem 01.11.19 greifende Evaluierungsverpflichtung eingeführt.

Für die Speicherbetreiber wird das „first come, first served“- Prinzip abgeschafft. Die Ein- und Ausspeisekapazitäten von Speichern unterliegen nun auch der Auktionierung. Dies betrifft Industriekunden in der Vollversorgung aber nur mittelbar.

Von erheblicher Bedeutung ist die Zusammenlegung der beiden deutschen Marktgebiete Net Connect Germany (NCG) und Gaspool zum 1.4.2022. Zwei Ausschüsse des Bundesrates hatten eine vorherige Kosten-Nutzen-Analyse gefordert, die aber dann doch nicht als Bedingung der Zustimmung aufgenommen wurde.

Grund für die Zwangsehe ist wohl die Gefahr, dass eines der Gebiete im Rahmen der EU-Energieunion mit einem angrenzenden Netzgebiet eines Nachbarstaates hätte verschmelzen können. Damit wäre die Chance auf ein zusammenhängendes deutsches Marktgebiet deutlich gesunken. Dies ist nun verhindert.

Die Auswirkungen sind noch nicht abzusehen. Tendenziell wird die Liquidität im Markt erhöht, was sich preissenkend auswirkt. Aus der Angleichung von Systemen und der Beseitigung physischer Engpässe entstehen jedoch zusätzliche Kosten, die sich in den Netzentgelten wiederfinden werden.

Die Einführung untertägiger Kapazitäten könnte über den Umweg der Regelenergie einen auch für Industriekunden interessanten Effekt haben. Bislang schwebt über allen Industriekunden das Damokles-Schwert, in Zeiten extremer Gasmangellagen durch den Netzbetreiber entschädigungslos abgeschaltet zu werden. Nun soll ein Regelenergieprodukt namens Short Term Balancing Service eingeführt werden, das nicht standardisiert ist. Industriekunden könnten daher Flexibilitäten anbieten, die sie im Rahmen des Demand Side Management identifizieren. So ließe sich nicht nur eine komplette Abschaltung vermeiden, sondern auch noch ein Deckungsbeitrag erwirtschaften.

Kompromiss bei einheitlichen Netzentgelten

Schrittweise Angleichung von Netzentgelten der ÜNB bis 2024

Vielleicht ist es ja die Erinnerung an den sympathischen Clownfisch Nemo der das Netzentgelt-Modernisierungsgesetz (NEMoG) so harmlos wirken lässt. Tatsächlich enthielten schon die diversen Entwürfe einigen Sprengstoff.

Zum einen geht es den sogenannten vermiedenen Netzentgelten an den Kragen. Diese Privilegierung erhielten Erzeuger, die nicht an zentralen Stellen in der Hochspannungsebene, sondern in die Verteilnetze eingespeist haben. Als Grund wurde bislang genannt, dass die dezentrale Einspeisung von z.B. KWK-Anlagen und Windrädern einen Ausbau der Übertragungsnetze reduzieren würde. Neuere Erkenntnisse der Netzbetreiber scheinen das Argument aber zu relativieren und so kamen die vermiedenen Netzentgelte auf die Streichliste, was insbesondere die Stadtwerke als Betreiber vieler KWK-Anlagen auf die Barrikaden trieb.

Der Kompromiss lautet nun: Für bestehende, steuerbare, dezentrale Erzeugungsanlagen bleiben die Vergütungen auf dem Niveau von 2016 i.W. erhalten. Für Neuanlagen läuft die Regelung 2022 aus. Anlagen mit volatiler Einspeisung (Windräder) verlieren die Vergütung zum 1.1.2018.

Der zweite wichtige Punkt betrifft die bundesweite Vereinheitlichung der Netzentgelte auf der Übertragungsnetzebene. Seit diesem Jahr ist für alle offensichtlich, dass vor allem die Kosten für den Redispatch die vier ÜNB stark unterschiedlich belasten. Die Regierungschefs der östlichen Bundesländer plädierten daher mit Nachdruck für einen Lastenausgleich. Das SPD-geführte Wirtschaftsministerium wollte aber – so sagen die Gerüchte – den in NRW wahlkämpfenden Genossen nicht in den Rücken fallen, weshalb das Thema aus dem Referentenentwurf wieder verschwand.

Der Kompromiss sieht nun so aus: Ab dem 1.1.2019 werden die Netzentgelte über der Ebene der Übertragungsnetze schrittweise bis Ende 2020 ausgeglichen. Ergänzend hat man die Kosten für die Netzanbindung der Offshore-Windparks aus den allgemeinen Netzentgelten in die Offshore-Haftungsumlage gepackt, von der die energieintensive Industrie in Teilen entlastet wird.

Wie die Umsetzung im Detail aussehen wird, ist noch in einer entsprechenden Verordnung zu regeln. Dies und die bis 2019 noch unbekannte Entwicklung der Netzentgelte macht eine quantitative Prognose über die finanziellen Auswirkungen fast unmöglich. Das Gesamtniveau der Entgelte wird aber eindeutig von der Tatsache bestimmt, dass der Ausbau der Netze mit dem Zubau der erneuerbaren Energie nicht Schritt hält.

Das Gesetz wurde am 27. Juni innerhalb der Regierungskoalition verabredet und am 30. Juni im Bundestag beschlossen.

Deutsch-österreichische Strompreiszone zerfällt

Ab 01.10.2018 wieder Engpassmanagement an der Grenze

Die meisten Leser dieses Newsletter werden mit der Überschrift entweder wenig anfangen können bzw. davon ausgehen, dass es das eigene Unternehmen nicht betrifft. Die Begründung der europäischen Regulierungsbehörde ACER für die nun ergriffenen Maßnahmen zur Aufspaltung der deutschösterreichischen Preiszone könnte aber mittelfristig zu Konsequenzen führen, die die Industriekunden in Deutschland massiv betrifft.

Zum Hintergrund: Eine Preiszone ist ein geographisches Gebiet, in dem das Übertragungsnetz so gut ausgebaut ist, dass – im Normalfall – jeder Kunde aus jedem Kraftwerk bedient werden könnte. Typischerweise ist das innerhalb von Staatsgrenzen gegeben.

An den Grenzen zum nächsten Netzgebiet gibt es aber Engpässe, d.h. es steht nicht zu jeder Zeit genügend Kapazität zur Verfügung, um alle Wünsche der Marktteilnehmer auf Transport von Strom zu erfüllen. Folglich werden die Übergangskapazitäten von den Übertragungsnetzbetreibern verwaltet. Wem wann welche Kapazitäten zugeteilt werden, wird im Regelfall über eine Auktion entschieden.

An der Grenze Österreich zu Deutschland waren die Kapazitäten so weit ausgebaut, dass es keine Engpässe gab. Es entstand 2002 eine gemeinsame Preiszone. Mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien im Norden von Deutschland profitierte auch Österreich von dem Preisverfall an der Strombörse. Aufgrund fehlender Nord-Süd- T r a n s i t l e i t u n g e n  d u r c h Deutschland floss der Strom physikalisch aber über Polen und Tschechien, sehr zum Leidwesen dieser Länder, die kein Geld für den ungewünschten Transport erhielten, da die Geschäfte anscheinend innerhalb der Preiszone Deutschland – Österreich abgewickelt wurden.

Nach längeren Diskussion haben die BNetzA und das österreichische Pendant E-Control nun angekündigt, dass die Preiszone zum 1. Oktober 2018 aufgeteilt wird. Experten haben errechnet, dass der Strompreis in Österreich um 0,35 €/MWh steigen könnte; in Deutschland werden die Preise wohl minimal sinken.

Warum also die Aufregung? Schreitet der Ausbau der Erneuerbaren Energie einerseits und der Ausstieg aus der Kernenergie wie geplant fort und hinkt der Ausbau der Nord-Süd -Transitleitungen weiter hinterher, könnte auch Deutschland entlang des Weißwurstäquators in zwei Preiszonen zerfallen! Dies hätte nicht nur deutliche Auswirkungen auf die Preise, sondern würde auch die Netzstabilität im Süden beeinflussen.

Noch ist allerdings nicht aller Tage Abend, selbst für die deutsch-österreichische Preiszone nicht. Im Moment streiten sich noch die Juristen, wer eigentlich das Ende einer Strompreiszone beschließen darf. Am anderen Ende legen aber die Börsianer schon Produkte für die beiden neuen Preiszonen auf.

BNetzA erhebt Daten zu Lastmanagement

Betroffen sind Stromverbraucher > 50 GWh; Frist bis 16.06.17

Seit dem 24. April ist es offiziell auf der Homepage der Bundesnetzagentur zu lesen: In Zusammenarbeit mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie führt die BNetzA ein Monitoring des Beitrags von Lastmanagement zur Versorgungssicherheit nach § 12 Abs. 5 Nr. 5 und § 51a EnWG durch. Was steckt dahinter?

§ 12 Abs. 5 Nr. 5 verpflichtet Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf Verlangen der BNetzA dieser alle Verbraucher mitzuteilen, die einen Strombezug von mehr als 20 GWh pro Jahr haben. Der § 51 a EnWG beschreibt das Verfahren zur Durchführung eines Monitorings um festzustellen, welchen Beitrag ein Lastmanagement zur Versorgungssicherheit leisten kann. Abgefragt werden hier Unternehmen mit mehr als 50 GWh pro Jahr.

Es geht also zunächst einmal um die durchaus wichtige Frage der Versorgungssicherheit. Diese hat in Deutschland eine hervorragende Tradition. In internationalen Vergleichen belegen wir in dieser Disziplin seit Jahrzehnten einen der Spitzenplätze. Vor uns liegen lediglich Länder mit einem deutlich kleineren und damit weniger komplexen Stromnetz, wie die Schweiz, Dänemark oder Luxemburg.

Als Kennzahl für die Qualität der Versorgungssicherheit wird der SAIDI-Wert herangezogen. SAIDI steht für „System Average Interruption Duration Index“ und beschreibt die mittlere Dauer der Stromausfälle in einem Netzgebiet pro Jahr in Minuten. 2015 lag dieser für Deutschland bei 12,70 Minuten.

Die hohe Versorgungssicherheit ist jedoch aufgrund der Bestrebungen der Energiewende gefährdet. Es liegt in der Natur der Sache, dass allein Wind und Sonne – zumindest ohne technische Unterstützung – nicht 24 Stunden an 365 Tagen des Jahres ausreichend Strom für ein Industrieland wie Deutschland liefern. Konsequenterweise machen sich die Netzbetreiber und die BNetzA nicht erst seit gestern Gedanken zu diesem Thema.

Die Erwartung für die kommenden Jahre ist, dass wir trotz der technischen Möglichkeiten auf der Erzeugungsseite auch auf der Verbraucherseite eine größere Flexibilität beim Einsatz von Strom benötigen. Flexibilität ist für die Unternehmen gleichbedeutend mit Lastmanagement.

Ziel der Befragung durch die BNetzA ist es daher, einen ersten Eindruck über die Potentiale des Lastmanagements von Industriekunden zu bekommen. Dabei spielt es zunächst keine Rolle, ob ein Unternehmen bereits einen entsprechenden Prozess aufgesetzt hat oder nicht. Vielmehr versucht die BNetzA aus der reinen Auswertung von Lastgangdaten der Vergangenheit Potentiale zu entdecken, die in einem Bericht für das BMWi zu einem Gesamtbild verdichtet werden.

Was von den Unternehmen im Detail erfragt wird, lesen Sie auf der nächsten Seite dieses Newsletters.

Emissionserklärung 2016

Abgabe von Emissionsdaten bis 31. Mai 2017

Betreiber immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftiger Anlagen sind alle 4 Jahre zur Abgabe einer Emissionserklärung verpflichtet, welche Angaben über Art, Menge, räumliche und zeitliche Verteilung der Luftverunreinigungen enthält, die von einer Anlage in einem bestimmten Zeitraum ausgegangen sind. Der nächste Erklärungszeitraum ist das Jahr 2016. Abgabe-Deadline dafür ist der 31.05.2017.

Rechtsgrundlagen für die Abgabeverpflichtung sind die 4. und 11. BImschV. In der 4. BImschV werden alle genehmigungsbedürftigen Anlagen genannt. Die 11. BImschV schreibt für alle genehmigungsbedürftigen Anlagen eine Abgabeverpflichtung vor, definiert gleichzeitig aber auch Ausnahmetatbestände für bestimmte Anlagentypen. Daher sollten diese beiden Dokumente hinsichtlich der Abgabepflicht geprüft werden, sofern bisher noch keine Emissionserklärungen abgegeben wurden.

Die wichtigsten, zu berichtenden Emissionen sind i.d.R. Schwefeldioxid (SO2), Stickoxid (NOx), Kohlenmonoxid (CO), Kohlendioxid (CO2) und Feinstaub. Darüber hinaus werden je nach Anlage/Produktionsprozess auch Angaben zu staubförmigen und gasförmigen anorganischen Stoffen (bspw. Quecksilber, Phosgen), zu krebserzeugenden sowie schwer abbaubaren, hochtoxischen organischen und anderen sehr giftigen Stoffen erforderlich. Für die Berichtspflicht wurden teilweise Schwellenwerte definiert, so dass nur bei deren Überschreiten entsprechend berichtet werden muss.

Emissionen sind entweder über Messungen, Berechnungen oder Schätzungen zu ermitteln. Messergebnisse können entweder aus fortlaufend aufgezeichneten Messungen oder aus repräsentativen Einzelmessungen hervorgehen. Hierbei kann auf bereits etablierte Messungen nach BImschG zurückgegriffen werden. Stehen keine Messungen zur Verfügung, so können die Emissionen auf der Basis von begründeten Rechnungen oder Schätzungen unter Verwendung von Emissionsfaktoren, Energie – und Massenbilanzen, einzelnen Analysenergebnissen oder Auslegungsdaten berechnet oder abgeschätzt werden.

Die Emissionserklärung ist in elektronischer Form über die Webanwendung BUBE-Online abzugeben. Zuständig für die Emissionserklärungen sind die Vollzugsbehörden des jeweiligen Bundeslands, in dem sich die emittierende Anlage befindet. Zu beachten ist, dass die Unterlagen mindestens vier Jahre nach Abgabe der Erklärung aufzubewahren sind.

Gerne unterstützt Sie unser Kooperationspartner Future- Camp (Ansprechpartner Christian Pacher, 089-452267-61, chr i s t i an.p a che r@futur e – camp.de) bei der Klärung der Abgabepflicht und auch bei der Erstellung der Emissionserklärung in der BUBE-Online- Datenbank und der Weiterleitung an die zuständige Landesbehörde.

Der Blick der EU auf die Energieunion

Vizekommissionpräsident Sefcovic stellt 2. Jahresbericht vor

Die EU-Kommission braucht dringend mal ein paar gute Nachrichten. Und so ließt sich denn auch der zweite Jahresbericht, den der Vizekommissionpräsident Sefcovic diese Woche vorstellte, stellenweise etwas zu sehr nach Eigenlob. Aber tatsächlich gibt es einige positive Tatsachen zu vermelden.

Bezogen auf das Basisjahr 2005 ist das Bruttoinlandsprodukt der EU bis Ende 2015 um 10% gestiegen, während der Primärenergieverbrauch um 10% gesunken ist. D.h. die EU erwirtschaftet mehr mit weniger Energie, wird also energieeffizienter. Leider analysiert der Bericht nicht, wie sich die Steigerung der Energieeffizienz auf einzelne Wirtschaftssektoren aufteilt. Sollte der Trend beim Rückgang des Primärenergieeinsatzes weiter anhalten, hat die EU gute Chancen, die selbstgesteckten Ziele in diesem Bereich zu erreichen.

Der Ausstoß von klimaschädlichen Gasen ist im Vergleich zu 1990 um 22% zurückgegangen.

Der Anteil der Erneuerbaren Energien am gesamten Energieverbrauch der EU lag 2014 (neuere Daten liegen noch nicht vor) bei 16%. Wenn das Ziel von 20% in 2020 noch erreicht werden soll, sind in diesem Bereich noch weitere Anstrengungen notwendig.

Alle Daten zeigen, dass es gelungen ist, das Wirtschaftswachstum in der EU nachhaltig vom Energieverbrauch und vom Ausstoß von Treibhausgasen zu entkoppeln. Die EU ist damit führend innerhalb der G20.

Allerdings „warnt“ der Bericht, dass andere Länder der EU dicht auf den Fersen sind. Betrachtet man das Verhältnis CO2-Emissionen zu BIP folgen auf die EU Japan, Süd Korea, Mexico und dann USA und Kanada. Unverständlich allerdings bleibt, wie dem Erdklima Schaden zugefügt werden könnte, wenn z.B. die Japaner ihre Anstrengungen zum Klimaschutz so weit erhöhen, dass sie die EU überholen.

Die Nachrichten der letzten Wochen zeigen, dass der politische Druck in anderen Teilen der Welt eher nachlässt. In der neuen Administration der USA sitzen zumindest einige Vertreter, die den Klimaschutz als völlig überflüssiges Hemmnis für die wirtschaftliche Entwicklung der USA ansehen und die Japaner planen, ihre Stromerzeugung von Atomenergie auf Kohle umzubauen.

Zurück zur EU. Nicht überraschend fordert Sefcovic die Staaten der EU auf, weiterhin alles zu tun, um die Energieund Ressourcen-Effizienz zu steigern. Er mahnt in diesem Zusammenhang auch die Umsetzung von EU-Vorgaben in nationale Gesetze an und den gegenseitigen Beistand bei der Verringerung der Abhängigkeit von Energieimporten. Nicht zuletzt warnt er vor Investitionen in Kraftwerke und andere Infrastruktur, die in ein paar Jahren evtl. nicht mehr gebraucht wird. Das zielt sowohl auf Kohlekraftwerke in Osteuropa als auch auf die North Stream II.

Diskussion um einheitliche Netzentgelte

BMWi legt Gesetz zur Modernisierung der Netzentgelte vor

Die Veröffentlichung der Entgelte ab 1.1.2017 für das Stromnetz waren für einige in-dustrielle Großkunden eine böse Überraschung. Zwei der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber, Tennet und 50Hertz, haben die Netzentgelte drastisch erhöht. Der Hauptgrund sind die Kosten für das Redispatching, also die Eingriffe in die Fahrweise von Kraftwerken, die die ÜNB vornehmen, wenn Überlastungen im Netz drohen.

Hier kommen derzeit mehrere Faktoren kostensteigernd zusammen. Bislang wurden die Kosten für das Redispatching jährlich ex post festgestellt und gingen dann in die Kalkulation der Entgelte für das nächste Jahr ein.

Die Kritik der ÜNB an dieser Vorfinanzierung für einen stetig steigenden Kostenblock hat zu einer Änderung des Abrechnungssystems auf einen ex-ante-Ansatz geführt, d.h. es werden Plankosten herangezogen. In den Jahren 2017 und 2018 werden also die Plankosten und die tatsächlichen Kosten der Vorjahre durch die Netznutzer abbezahlt. Ab 2019 sind es dann nur noch die Plankosten.

Hinzu kommt, dass als Maßstab für die Plankosten im laufenden Jahr auch das wetterbedingte „Extremjahr” 2015 berücksichtigt wird. Die Plankosten sind also systematisch auch noch zu hoch geschätzt.

Die politischen Reaktionen haben nicht lange auf sich warten lassen. Vor allem aus den neuen Bundesländern kam die Forderung, auf der Ebene der ÜNB ein einheitliches Netzentgelt zu verordnen. Das Bundeswirtschaftsministerium scheint sich schon länger mit dem Thema zu befassen, denn es war sehr schnell der Entwurf eines Netzentgeltmodernisierungsgesetzes (NEMoG) im Umlauf.

Eine Vereinheitlichung der Netzentgelte auf der Übertragungsnetzebene würde die Netzkunden in den Regelzonen von Amprion und TransnetBW belasten und die in den Regelzonen von 50Hertz und Tennet entlasten. Um die Folgen abzu-schätzen hat Amprion bei ewi Energy Research & Scenarios eine Studie in Auftrag gegeben, die für einen im Übertragungsnetz angeschlossenen Industriekunden zu folgenden Ergebnissen kommt: Tennet – 29%, 50Hetz – 21%; Transnet + 39% und Amprion + 66%.

Da Amprion tatsächlich einen sehr großen Anteil von direkt an ihr Netz angeschlossenen Industriekunden hat, hätte eine solche Vereinheitlichung der Netzentgelte einen wesentlichen Effekt auf große Teile der deutschen Industrie.

Die Verbände sowohl auf Seiten der Kunden als auch auf Seiten der Netzbetreiber wer-den in den nächsten Monaten mit dem BMWi darum ringen, welches die fairste Lösung für alle Kunden ist. Eine mögliche Lösung könnte sein, dass die Netzentgelte an sich nicht sozialisiert werden, wohl aber die Kosten für den Redispatch. Bereits heute sind 40 Prozent der Kosten in der Übertragungsnetzebene sozialisiert, z.B. die Offshore-Netzanschlüsse.

Preistrends zum Jahresende

Zusammenhänge und Entwicklung der verschiedenen Commodities

Der italienische Autor Umberto Eco stellt in seinem Buch „Das Foucaultsche Pendel“ ein – selbstverständlich erfundenes – Zitat voran: „Alles hängt mit allem zusammen; nichts ist jemals vorbei und die Templer sind immer im Spiel.“ Lassen wir die Templer außen vor, gilt der Rest aber trotzdem für viele Bereiche, auch den Energiemarkt.

Wer in diesen Tagen die verschiedenen Newsletter und Marktanalysen liest, der findet immer wieder bestimmte Schlagwörter, aus denen sich langsam ein Szenario zusammensetzt.

Fangen wir bei der Kohle an. Nach einer langen Talfahrt ist der internationale Kohlemarkt nun nachhaltig von steigenden Preisen geprägt. Dies hat viel mit den Entwicklungen in China zu tun, wo Kohle nach wie vor der entscheidende Energieträger, nicht nur für die Stromproduktion ist. Der chinesische Masterplan sieht vor, unwirtschaftliche, staatlich gestützte Minen zu schließen. Außerdem wurde eine Reduzierung der Produktionstage von 330 auf 276 verordnet. Zwar setzt auch die chinesische Führung stark auf Windenergie (ein Drittel der weltweiten Kapazität steht in China; 2015 wurden mehr als 30.000 MW neu in Betrieb genommen); aber China hat ein Problem, das uns nicht unbekannt ist: Die Netze sind nicht ausreichend, um die Metropolen zu versorgen.

Unsere französischen Nachbarn haben Schwierigkeiten mit ihren Atomreaktoren, deren Stahlbehälter bei der Produktion wohl nicht so sorgfältig kontrolliert wurden, wie das hätte sein sollen. Also werden eine Reihe von Reaktoren noch in diesem Winter zur Nachprüfung abgeschaltet. Für die mit Strom heizenden Franzosen bedeutet das aber, dass EdF den Strom (teuer) aus dem europäischen Ausland zukaufen muss.

Das bislang unterdurchschnittliche Windjahr 2016 hat zur Folge, dass die deutschen Erzeuger, die gerne auch Strom aus erneuerbaren Energien nach Frankreich verkaufen, mehr als gedacht auf konventionelle Kraftwerke zurückgreifen.

Die Briten machen sich Sorgen um die Gasversorgung in diesem Winter. Der größte Speicher des Landes wird aufgrund technischer Probleme bestenfalls stark eingeschränkt zur Verfügung stehen. Im übrigen rätseln die Marktteilnehmer nach einer technischen Umstellung in der Darstellung der Speicherinhalte in diesem Sommer immer noch darüber, wieviel Gas eigentlich im System ist. Und die Niederländer fahren geplant die inländische Erzeugung aus Groningen herunter.

Gas wird aber im kommenden Winter nun doppelt gebraucht, sowohl zum Heizen, als auch um Strom zu erzeugen.

Um nicht missverstanden zu werden: Versorgungsengpässe sind akut nicht in Sicht. Die vorstehenden Argumente zeigen aber, wie sich aus fehlendem Angebot und saisonal steigender Nachfrage Preiserhöhungen bilden.

Tennet und 50Hertz erhöhen Entgelte drastisch

Kosten für die Ausregelung der Netze stark gestiegen

Der 15. Oktober ist jedes Jahr der Stichtag für die Veröffentlichung der Netzentgelte. Da aber die Entgelte der vorgelagerten Netzebenen auch dem lokalen Weiterverteiler bekannt sein müssen, wenn er seine Entgelte veröffentlicht, werden die Zahlen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und der Kollegen aus dem Gasbereich (FNB) meist schon vorher öffentlich.

In diesem Jahr haben es die beiden ÜNB Tennet und 50Hertz geschafft, mit diesen sonst eher auf den hinteren Seiten des Wirtschaftsteils zu findenden Ankündigungen, auf die Titelseite zu kommen.

Der auf dem Gebiet der östlichen Bundesländer verantwortliche ÜNB 50Hertz hat eine Erhöhung von 42 Prozent angekündigt, die von der Nordseeküste bis nach Bayern tätige Tennet 80 Prozent. Die beiden anderen ÜNB Amprion und TransnetBW werden die Entgelte auch erhöhen, allerdings nur im einstelligen Prozentbereich. Haupttreiber der Kosten sind in allen Fällen nicht etwa der Netzausbau sondern die Kosten für das sogenannte Redispatching (siehe Newsletter 35/16). Beim Redispatching greifen die ÜNB in die eigentlich über den Spotmarkt entstandenen Fahrpläne von Kraftwerken ein, wenn ihre Rechenmodelle eine Überlastung von Netzteilen vorhersagen. Dann werden bestimmte Kraftwerke – konventionelle oder regenerative – aufgefordert, nicht zu liefern, während andere hochfahren.

Der häufigste Grund dafür sind inzwischen ein zu viel an Windstrom im Norden, der wegen des schleppenden Ausbaus der Netze nicht nach Süden transportiert werden kann.

Damit wird auch schnell klar, warum i.W. 50Hertz und Tennet betroffen sind: Deren Netze sollen einmal die Hauptlast des Nord-Süd-Transportes leisten, können das aber noch nicht.

Sowohl das Produzieren als auch das Nicht-Produzieren kostet Geld, das die ÜNB den Erzeugern zahlen und auf die Entgelte aufschlagen. Dies wird sich in den nächsten 10 Jahren auch nicht ändern. Bis dahin ist mit steigenden Kosten zu rechnen, erst recht, wenn die Kernkraftwerke vom Netz gehen.

In den tieferen Netzebenen werden sich diese Effekte „verdünnen“. Der Privathaushalt muss mit einer Steigerung der Stromkosten von 4 Prozent rechnen. Bei den Industriekunden, die an die Hochspannung angeschlossen sind, wird der Effekt aber deutlich zu spüren sein. Es ist nicht ausgeschlossen, dass der Gesetzgeber in der Zukunft eine Lastenteilung zwischen den ÜNB beschließt.

Im Bereich des Gastransportes ist die Lage entspannter. Hier hat der Fernleitungsnetzbetreiber Open Grid Europe eine Erhöhung von rund 8 Prozent in Vergleich zum Vorjahr angekündigt. Grund für die Steigerung sind die zurückgehenden Kapazitätsbuchungen und die Kosten für Ausbaumaßnahmen. Es ist davon auszugehen, das andere Ferngastransporteure ähnliche Entgelterhöhungen durchführen werden.