Energiepolitik unter Schwarz-Rot

Auswertung des Sondierungspapiers

Die Energiemärkte sind und bleiben eng mit den Entscheidungen der Politik verknüpft. Entweder greift der Staat direkt (Steuern und Umlagen), oder indirekt (Netze, Emissionshandel, Design der Commodity-Märkte) ein. Daher ist es notwendig, sich mit dem zu beschäftigen, was die möglichen Koalitionäre derzeit besprechen.

Aus dem Sondierungspapier sind die beiden Kapitel Klimaschutz und Energiewende relevant. Dass die Verhandlungspartner eine Handlungslücke zu dem für 2020 angestrebten Klimaziel (40% Reduktion von CO2) feststellen, ist nur realistisch; dass man für 2030 neue Maßnahmen ausarbeiten will folgerichtig. Für die Versorgungssicherheit in Deutschland ist wichtig, dass dazu auch „ein Plan zur schrittweisen Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung einschließlich eines Abschlussdatums“ gehören soll. Das Sondierungspapier legt aber auch fest, dass die weitere Energiewende „ohne Strukturbrüche“ und mit „den notwendigen rechtlichen, wirtschaftlichen, sozialen und strukturpolitischen Begleitmaßnahmen“ erfolgen soll. Die betroffenen Regionen sollen finanzielle Unterstützung erhalten. Die Aufgabe, bis Ende 2018 ein Aktionsprogramm vorzuschlagen, wird einer Kommission übertragen, die ein breites Feld von Akteuren einbeziehen soll.

Der Ausbau der Erneuerbaren Energien soll weiter zielstrebig, effizient, netzsynchron und zunehmend marktorientiert erfolgen. Der Anteil – hier ist vermutlich gemeint: an der Gesamtproduktion – soll 2030 bei 65 Prozent liegen. In 2017 lag er bei 38,3 Prozent.

Die Begriffe „effizient“ und „marktorientiert“ deuten darauf hin, dass an der aktuellen Praxis von Ausschreibungen bei Neubauprojekten im Bereich PV und Wind festgehalten werden soll. Das wird dadurch unterstrichen, dass in 2019 und 2020 über eine Sonderausschreibung zusätzlich je 4 GW Onshore-Windenergie und PV sowie eine nicht bezifferte Menge Offshore-Windleistung zugebaut werden sollen.

Darüber hinaus haben die Verhandlungspartner erkannt, dass die Steigerung der Produktion aus Windkraft On- und Offshore nur in Zusammenhang mit einem verstärkten und beschleunigten Netzausbau sinnvoll ist. Hier ist von einem kommenden Netzausbaubeschleunigungsgesetz die Rede.

Die Parteien bekennen sich außerdem zur Kraft-Wärme- Kopplung. Das lässt darauf hoffen, dass nicht nur die aktuellen Streitigkeiten mit der EU-Kommission über die Privilegierung von in KWK-Anlagen erzeugtem Strom im Rahmen des EEG möglichst schnell beigelegt wird, sondern dass auch weitere Einsparpotentiale in der Industrie, die sich über KWK heben lassen, zumindest nicht über andere Regelungen bestraft werden.

Große Überraschungen sind im Sondierungspapier nicht zu finden, weder positive noch negative.

Neuer Vorstand bei GfSt

Vorstandswechsel unterstreicht strategische Neuausrichtung

An dieser Stelle des Newsletters informieren wir unsere Leser üblicherweise über Neuigkeiten auf dem Energiemarkt. Ausnahmsweise wird es aber jetzt um ein Thema gehen, dass sonst in der Kolumne „GfSt Intern“ stehen würde, aber dort zu wenig Platz hätte.

Die im letzten Jahr mit der Zustimmung des Aufsichtsrates beschlossene strategische Neuausrichtung geht nun in die Umsetzung. Wir werden bis in das nächste Jahr hinein das Beratungsangebot für unsere Kunden und Mitglieder schrittweise ausweiten. Die neuen Dienstleistungen werden wir selbstverständlich in den kommenden Newslettern vorstellen.

Zu dieser strategischen Neuausrichtung gehört auch ein Wechsel im Vorstand. Zum 01.01. ist Dennis Becher zum Vorsitzenden des Vorstands bestellt worden. Herr Becher hat seine Ausbildung an der Universität Siegen (Diplom- Wirtschaftsjurist) und an der Victoria University of Wellington in Neuseeland (Master of Laws) absolviert. Erste Berufserfahrungen hat er bei KPMG in Frankfurt und Baker Tilly (früher RölfsPartner) in Düsseldorf gesammelt.

Im Jahr 2013 hat Herr Becher die in Düsseldorf ansässige Beratungsgesellschaft AURICON mit gegründet und bis 2016 auch geführt. In dieser Zeit hat er sich neben der Transaktionsberatung schwerpunktmäßig mit der Reorganisation und Neuausrichtung von Unternehmen beschäftigt. Zu den von ihm geführten Projekten gehörte auch die Beratung des Vorstands der GfSt bei der Strategieentwicklung. Nach einem Jahr im Corporate Development bei Tchibo, ist es nun seine Hauptaufgabe, das Ergebnis seiner früheren Ratschläge operativ umzusetzen.

Thorsten Kewitz ist zum 31.12.17 aus dem Vorstand ausgeschieden, wird aber der GfSt als Mitarbeiter erhalten bleiben. Er wird sich wieder verstärkt den Themen Steuern, Abgaben und sonstigen Nebenkosten des Energiebezugs widmen. Als Teil der strategischen Neuausrichtung wird Herr Kewitz diesen Bereich als dritte Säule der Dienstleistungen weiter ausbauen.

Stefan Dobelke wird zum 31.03. nach mehr als 17 Jahren Tätigkeit bei GfSt auf eigenen Wunsch ausscheiden. Er wechselt zu einem Kunden der GfSt und wird aus einer neuen Perspektive die Geschicke der GfSt verfolgen. Seine Nachfolge im Vorstand wird der Aufsichtsrat im ersten Quartal bestimmen.

Für unsere Mitglieder und Kunden bringt das neue Jahr aber nicht nur ein neues Gesicht im Vorstand, sondern vor allem verbesserte und neue Dienstleistungen.

Wir wünschen dem neuen Vorstand viel Erfolg bei der Umsetzung der Strategie. Den ausscheidenden Vorständen gilt unser besonderer Dank.

Reform des ETS führt zu Verknappung Zertifikate

Vorläufige Einigung von EU-Rat und Parlament

Mehr als zwei Jahre haben die Vertreter des Europäischen Rates und des EU-Parlaments benötigt, sich über die Reform des EU-Emissionshandelssystems (EU-ETS) zu einigen. Am 9. November war es nun so weit: im sogenannten Trilog haben sich der Rat, das Parlament und die Kommission (KOM) geeinigt, rechtzeitig für die in Bonn stattfindende Klimakonferenz, die das Abkommen von Paris konkretisieren sollte. Bis 2030 soll der CO2-Ausstoß im Vergleich zu 2005 um 43 Prozent sinken.

Dafür will die EU den Zertifikatspreis in der nächsten Handelsperiode von 2021 bis 2030 deutlich anheben, weil man sich davon vermehrte Investitionen in neue, klimafreundliche Produktionstechnologien verspricht.

Der nun erreichte Kompromiss orientiert sich in weiten Teilen an der Empfehlung des federführenden Umweltausschusses (ENVI). Folgendes wurde verabredet: Die Gesamtmenge der Zertifikate wird ab 2021 jährlich um 2,2 Prozent reduziert. Bisher waren es 1,74 Prozent.

Der Abbau des Überschusses an Zertifikaten soll doppelt so schnell erfolgen, wie bisher geplant. Ab 2019 werden pro Jahr 24% des Überschusses aus dem Markt genommen und in die Marktstabilisierungsreserve überführt. Ab dem Jahr 2023 dürfen außerdem immer nur so viele Zertifikate in der Reserve verbleiben, wie im jeweiligen Vorjahr versteigert wurden. Die restlichen Zertifikate werden gelöscht.

Es wird für im internationalen Wettbewerb stehende Industrien weiterhin kostenlose Zuteilungen geben. Dafür sind 43% der Gesamtmenge reserviert. Die individuelle Zuteilung orientieren sich an Benchmarks, die durch die Spitze der effizientesten Anlagen definiert werden. Diese Benchmarks werden aber vielfach als nicht nachvollziehbar und technisch unmöglich kritisiert.

Sind die Einsparungen nicht hoch genug, werden die Zuteilungen über einen Korrekturfaktor reduziert. Dem versucht man entgegen zu wirken, in dem 3% der Auktionsmenge in die kostenlose Zuteilung verschoben werden können (Industrie-Cap) und 400 Mio. t in einem Innovationsfond zur Verfügung stehen.

Die Möglichkeit zu einer nationalen Strompreiskompensation bleibt erhalten. Eine europäische Zentralisierung ist offenbar nicht vorgesehen. Auch weiteren Beschränkungen wie etwa eine Degression, sind nicht verabredet. Die Generaldirektion Wettbewerb kann allerdings weitere Spezifikationen in den Beihilfeleitlinien einführen.

Das zwischen den Verhandlungsführern erzielte Ergebnis muss formal noch von Rat und Parlament bestätigt werden. Eine Reihe von Detailfragen sind durch delegierte Rechtsakte zu klären.

Für Fragen und zur Entwicklung einer Beschaffungsstrategie stehen unser Kooperationspartner FutureCamp und wir gerne zur Verfügung.

Prognose zur Entwicklung EEG-Umlage

EEG-Umlage könnte 2018 sogar leicht sinken

Für Industriekunden ist der Oktober jeden Jahres ein wichtiger Monat, werden doch zum 15.10. nicht nur die Netzentgelte für das nächste Jahr sondern auch die EEG-Umlage veröffentlicht.

Am 21.09. hat sich die Denkfabrik AGORA Energiewende aus der Deckung gewagt und eine Prognose für das nächste Jahr gewagt. Nach Meinung der Berliner Experten liegt die Umlage im Bereich zwischen 6,6 und 6,9 Cent pro Kilowattstunde. Der von AGORA entwickelte und öffentlich verfügbare EEG-Rechner spuckt sogar den Wert von 6,74 ct/kWh aus; im Vergleich zum aktuellen Wert 6,88 ct/kWh also tatsächlich eine leichte Absenkung.

Preissenkend sollten im nächsten Jahr vor allem zwei Faktoren wirken. Zum ersten ist – nach den aktuell gehandelten Notierungen – im nächsten Jahr mit einer Erhöhung der Börsenpreise zu rechnen. Damit wird auch der erzeugte und über die EEX vermarktete Grünstrom mehr wert. Zum zweiten sitzen die Übertragungsnetzbetreiber auf einer sehr gut gefüllten EEG-Kasse, die aktuell eine Reserve von mehr als 3 Mrd. Euro aufweist.

Auf der Kostenseite wird ein Teil der Finanzierung der Energiewende, der bisher über die Netzentgelte erfolgte, in Zukunft aus dem EEG-Topf bezahlt. Zudem nimmt auch die Einspeisung aus Erneuerbaren weiter zu, allerdings nur in dem Maß, dass von der Bundesregierung erwartet wurde. Hier erweisen sich die Ausschreibungen als wirksames Steuerinstrument.

Für das Jahr 2019 prognostiziert AGORA aber einen weiteren Anstieg, auf dann 7,5 ct/kWh. Der Scheitel der Kostensteigerung soll damit aber fast erreicht sein. Ab 2023 sehen die Experten einen Rückgang.

Als die beiden wichtigsten Treiber für die Höhe der Umlage identifizieren die Berliner derzeit den Börsenpreis und die Privilegien der Industrie. In der aktuellen Situation der anstehenden Koalitionsgespräche könnten vor allem die Begrenzung für Industriekunden wieder ein Thema werden, wobei die Unionsparteien und die FDP eine klare wirtschaftsfreundliche Position einnehmen.

Alternativ könnten eine vollständige oder teilweise Finanzierung der EEG-Kosten aus Steuermitteln diskutiert werden. Dass würde jedoch sofort die EU-Kommission auf den Plan rufen, mit der man sich erst im vergangenen Jahr mühsam geeinigt hatte.

Aber auch die Kostenseite ist nicht so berechenbar wie es auf den ersten Blick scheint, haben doch die jüngsten Ergebnisse der Ausschreibungen für Wind Onshore gezeigt, dass es durch einen Konstruktionsfehler in den Ausschreibungsbedingungen, der von einigen Projektierern konsequent ausgenutzt wird, zu einer zeitlichen Verzögerung des Ausbaus von mehreren Jahren kommen könnte.

Das alles wird zwar die aktuelle Investitionsfreudigkeit der Industrie nicht stoppen; es trägt aber auch nicht zur Sicherheit bei.

 

 

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.