Sehr geehrte Damen und Herren,
der vorliegende Begutachtungsentwurf enthält wesentliche, bislang fehlende Bausteine um die vielzitierte Energiewende zu erleichtern und adressiert zentrale Herausforderungen der künftigen Stromversorgung. Zahlreiche Regelungen sind in ihrer Zielrichtung zu begrüßen, auch wenn einzelne Begriffsdefinitionen und Ausgestaltungen aus unserer Sicht noch nicht hinreichend präzise gefasst sind. Insgesamt stellt der Entwurf jedoch eine solide Grundlage dar, auf der sich ein effizientes, faires und zukunftsfähiges Energiesystem weiterentwickeln lässt. Wir haben uns auf wenige Punkte der Verbesserung konzentriert.
Die Flexibilisierung von Angebot und Nachfrage stellt einen zentralen Baustein für einen kosteneffizienten Ausbau erneuerbarer Energien dar und ist in den Zielsetzungen entsprechend verankert. Im Vergleich zu den Begriffsbestimmungen in § 6 Abs. 37 erkennen wir jedoch eine leichte Unschärfe. Zur Klarstellung und zur Vermeidung potenzieller Widersprüche könnte an der betreffenden Stelle eine Ergänzung des Wortes „oder“ erfolgen.
§ 5. (1) Ziel dieses Bundesgesetzes ist es, (8) einen wirksamen Wettbewerb der technologisch und ökonomisch effizientesten Technologien bei der Versorgung mit Strom sicherzustellen und zur Flexibilisierung von Angebot und/oder Nachfrage durch Energiespeicherung, Aggregierung oder Laststeuerung beizutragen;
Nach unserer Auffassung ist die bestehende, technologieoffene Begriffsbestimmung nach §6 Z37 ausreichend, um im §119 Z3 auch Power-to-Heat-Anlagen zu erfassen, sofern deren systemdienlicher Betrieb sichergestellt ist. Dies wäre ausdrücklich zu begrüßen, da die Umwandlung von Stromüberschüssen in Wärme eine einfache und wirtschaftlich attraktive Investitionsmöglichkeit darstellen könnte, die zugleich den Einsatz fossiler Energien reduziert und die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen steigert.
Das Kriterium der Systemdienlichkeit ist hierbei von besonderer Relevanz. Wirtschaftlich könnte der Ersatz einer dampferzeugenden Gaskesselanlage durch eine Power-to-Heat-Lösung aktuell bei Strompreisen unterhalb von rund 50 EUR/MWh attraktiv sein. Bei Biomasse- oder Festbrennstoffkesseln liegt dieser Schwellenwert in der Regel darunter.
Insofern wäre es wünschenswert, wenn der Begriff der „Systemdienlichkeit“ vorab definiert oder eingegrenzt wird. Dabei ist zu klären, ob sich dies ausschließlich auf den Netzbetrieb oder auch auf das das Stromsystem im breiteren volkswirtschaftlichen Kontext bezieht. Eine breit gefasste Definition würde sicherstellen, dass Stromüberschüsse im Sinne einer gesamtwirtschaftlich optimalen Nutzung aufgegriffen werden können. Eine zu enge Begriffsbestimmung würde Investitionen dieser Art weiterhin entgegenstehen – insbesondere, da die Leistungspreise der Wirtschaftlichkeit entgegenstehen.
Außerdem ist im Gesetzestext nicht geregelt, ob die Anerkennung des systemdienlichen Betriebs zeitlich befristet oder jährlich neu evaluiert wird. Ebenso bleibt offen, für welchen Zeithorizont die Grundsatzbestimmungen aus der Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung gelten sollen. Aus Gründen der Investitionssicherheit sollte die Grundsatzverordnung eine Mindestgültigkeitsdauer aufweisen.
Wie schon erwähnt, ist eines der wesentlichen aktuellen Probleme, dass Stromüberschüsse kaum gezielt aufgegriffen werden. Neben leistungsabhängigen Netzentgelten, die einer kurzfristigen Leistungserhöhung entgegenwirken, liegt dies maßgeblich auch daran, dass Haushaltskunden nur selten auf dynamische Tarife umsteigen. Die größte Hemmschwelle ist dabei wohl die Preisunsicherheit reiner dynamischer Tarife. Es fehlt bislang ein Vertragsmodell, das die Chancen der Lastverlagerung mit der Sicherheit einer Preisfixierung kombiniert. Ein hybrides Modell, wie es für Großverbraucher Standard ist, könnte diese Lücke schließen: Der Verbraucher sichert eine erwartete (oder gewünschte) Vertragsmenge zu einem festen Preis ab, während Mehr- oder Minderverbräuche automatisch zu Spotpreisen (dynamisch) abgerechnet werden. Damit bleibt der Anreiz zur Lastverschiebung erhalten, während gleichzeitig eine deutlich höhere Preissicherheit besteht.
Da die energiewirtschaftliche Ausgestaltung solcher hybriden Tarife variieren kann, wäre es für Haushaltskunden schwer, verschiedene Angebote zu vergleichen. Sinnvoll wäre daher eine branchenweite Standardisierung. Wenn also das ElWG explizit zwei Tarife verpflichtend macht, sollte vor allem dieser Standard festgelegt werden. Das einfachste Modell bestünde darin, die fixierte Energiemenge über ein definiertes Standardlastprofil (z. B. H0) abzusichern, während Abweichungen davon zum Spotmarktpreis ohne Auf- und Abschläge abgerechnet werden. Risiken müssen über Grundpreis und Fixpreis eingepreist werden, sodass die Lastverlagerung marktoptimal erfolgen kann. Eine akkordierte Produktgestaltung würde die Verständlichkeit erhöhen, die Vergleichbarkeit sichern und im Sinne von § 22 ElWG sowohl Transparenz als auch die Bereitschaft zur Teilnahme an flexiblen Strommärkten fördern.
§ 22a Hybride Energiepreisverträge
Lieferanten, die mehr als 25 000 Zählpunkte beliefern, haben Endkundinnen und Endkunden zusätzlich zu den in § 22 vorgesehenen Vertragsformen die Möglichkeit anzubieten, einen Liefervertrag abzuschließen, bei dem die Vertragsmenge auf Basis des Standardlastprofils H0 zu einem festen Preis abgerechnet wird. Positive wie negative Abweichungen von dieser viertelstündlichen Energiemenge sind zum jeweiligen Viertelstundenpreis des Energiegroßhandelsmarktes ohne Auf- oder Abschlag abzurechnen.
Der § 36 im vorliegenden ElWG-Entwurf sieht die Einführung eines gestützten Strompreises für bestimmte Haushaltskundinnen und -kunden vor. Die Abwicklung erfolgt über die Lieferanten und wird durch eine Umlage auf alle Stromverbraucher finanziert. Diese Umlage würde laut unseren Berechnungen rund 0,3–0,5 EUR/MWh betragen. Für Großverbraucher würden diese Kosten aufgrund von Wirtschaftlichkeitsklauseln unmittelbar durchgereicht, bei Haushaltskunden dauert es etwas länger. Ironischerweise dient dieser Mechanismus primär dazu, einen Betrag von knapp 50 Mio. EUR nicht aus dem Budget finanzieren zu müssen; sobald dieser Schwellenwert überschritten ist, entfällt die Verantwortlichkeit der Lieferanten.
Wir schlagen hier vor, die Finanzierung nicht über indirekte Umlagen zu gestalten, da es eine soziale Aufgabe ist und dem Grundsatz und der Abwicklung eines Heizkostenzuschusses entsprechen sollte.
Sollte dieser Passus unverändert bestehen bleiben, wäre es zumindest zweckmäßig, in Absatz 4 auf den Marktanteil von drei Monaten vor dem jeweiligen Zuteilungszeitpunkt abzustellen, analog zu den für die OeMAG-Zuteilung bereits definierten und bekannten Marktanteilen.
Es handelt sich um eine absolut sinnvolle und notwendige Reform. Gespräche mit Stakeholdern verdeutlichen, dass § 49 des Entwurfs nach der vorgesehenen Lesart auch den Zählpunkt erfasst, der dem Verbraucher einer Eigenverbrauchsanlage zugeordnet ist. Da für Einspeisung und Netzbezug technisch unterschiedliche Zählpunktbezeichnungen existieren und gesetzlich stets vom „jeweiligen Zählpunkt“ gesprochen wird, ist eine ausdrückliche Klarstellung hilfreich.
(2) Haushaltskundinnen und Haushaltskunden sind berechtigt, gegenüber dem Netzbetreiber der Speicherung und Übertragung von Tages- und Viertelstundenenergiewerten zu widersprechen, soweit an dem jeweiligen Zählpunkt mit dem Lieferanten kein aufrechter Liefervertrag mit dynamischen Energiepreisen gemäß § 22 besteht, keine Einspeisung über eine Direktleitung gemäß § 6 Abs. 1 Z 20 oder eine Prepaymentfunktion gemäß § 29 vorliegt, und soweit dem jeweiligen Zählpunkt keine Wärmepumpe, kein Ladepunkt, kein Verbrauchszählpunkt einer Eigenverbrauchsanlage/Produktion, keine Energiespeicher- oder Stromerzeugungsanlage oder andere mittels Verordnung des Bundesministers für Wirtschaft, Energie und Tourismus bestimmte Anlagen, ausgenommen Anlagen gemäß § 71, zugeordnet ist, und nicht an Modellen der gemeinsamen Energienutzung teilgenommen wird.
Energiegemeinschaften wurden geschaffen, um kleineren Erzeugern eine unbürokratische Möglichkeit zur gemeinschaftlichen Stromnutzung und -vermarktung zu eröffnen. Die im Gesetz vorgesehene Übertragung administrativer Aufgaben an die Netzbetreiber – insbesondere die Anpassung der Verbrauchsdaten um die zugeteilten Energiemengen – ist für EEG-Mitglieder zweckmäßig und reduziert für diese den Verwaltungsaufwand.
Für Energielieferanten führt die aktuelle Ausgestaltung jedoch zu erheblichen betrieblichen Herausforderungen. Eine präzise Prognose der Residualverbräuche setzt zwingend technische und organisatorische Detailinformationen voraus, wie etwa Technologieart, Standort, installierte Leistung sowie konkrete Zuteilungsquoten. Der derzeit bereitgestellte Datensatz enthält jedoch lediglich den Hinweis auf die EEG-Zugehörigkeit eines Zählpunkts, ohne weitergehende Parameter. Dieser Informationsmangel führt zu deutlichen Prognoseungenauigkeiten, steigenden Ausgleichsenergiekosten für EEG-Verbraucher und in Summe zu einem erhöhten Einsatz von Regelenergie und damit zu wachsenden gesamtwirtschaftlichen Systemkosten.
Der Prozess 226 (Lieferantenwechsel/PDL_MSG) ist dahingehend zu erweitern, dass beim Lieferantenwechsel oder beim Beitritt eines Kunden zu einer EEG zusätzlich die Parameter Technologie, installierte Leistung, Postleitzahl und Zuteilungsquote übermittelt werden. Da Zuteilungsquoten häufig dynamisch sind und deren konkrete Ermittlung je Verbrauchszählpunkt von der Charakteristik aller übrigen EEG-Verbraucher abhängt, sollte eine dynamische Zuteilung nur erfolgen dürfen, wenn sämtliche Verbraucher einer EEG beim selben Lieferanten organisiert sind. In allen anderen Fällen ist eine statische Zuteilung verbindlich vorzunehmen.
Nur so stehen Lieferanten die notwendigen Daten zeitgerecht und standardisiert zur Verfügung, um Ausgleichsenergiekosten zu reduzieren und verursachungsgerecht und im Sinne des §68 nichtdiskriminierend den etwaigen Endkunden, welche in einer EEG organisiert sind zuzuordnen.
Für Endkonsumenten ist oft schwer nachvollziehbar, warum sich die Residuallieferung durch die Teilnahme an einer EEG verteuert. Sie sehen meist nur den günstigeren EEG-Strom, nicht aber dessen geringeren Marktwert und das fehlende Ausgleichsenergierisiko. Diese Intransparenz birgt Fehlanreize und verzerrt die Wahrnehmung der tatsächlichen Kostenstrukturen. Aus unserer Sicht wäre eine zentrale Prognose der EEG mit entsprechender Fahrplan-Zuteilung an die jeweiligen Lieferanten die vorzugswürdige Lösung, um sicherzustellen, dass in der Residuallieferung keine Ausgleichsenergie für die EEG-Erzeugung anfällt – analog zum Verfahren, das die OeMAG bereits für alle Bilanzgruppen praktiziert.
Die Spitzenkappung durch die Netzbetreiber ist eine kosteneffiziente Möglichkeit, den Anteil fluktuierend produzierender Erneuerbare am Netz zu erhöhen. Wann eine Bekanntgabe einer beabsichtigen Spitzenkappung erfolgen muss, ist dabei nicht definiert. Insbesondere für Windkraftanlagen, die künftig am Regelenergiemarkt partizipieren, ist eine präzisere Zeitvorgabe unerlässlich. Eine zu kurzfristige Kommunikation birgt das Risiko deutlich erhöhter Ausgleichsenergiekosten und verzerrter Marktanreize. Um Systemkosten die durch die Spitzenkappung entstehen könnten zu reduzieren, wäre eine verpflichte Bekanntgabe am Vortag bis 08:00 Uhr wünschenswert. Der allerspäteste Zeitpunkt, um anderweitige Systemkosten zu vermeiden, wäre eine Stunde vorher.
(6) Im Fall einer absehbaren Spitzenkappung gemäß Abs. 1 und 2 hat der Netzbetreiber den betroffenen einspeisenden Netzbenutzer am Vortag bis 08:00 Uhr in einem einheitlichen, elektronischen und maschinenlesbaren Format nachvollziehbar über die Notwendigkeit, die voraussichtliche Dauer sowie das Ausmaß der Leistungsbegrenzung zu informieren. Diese Information ist automatisiert auch an den Energielieferanten zu übermitteln, bei dem der betreffende Zählpunkt organisiert ist. Dem einspeisenden Netzbenutzer ist jedenfalls einmal jährlich eine Aufstellung über die erfolgten Begrenzungen samt einer Information über die Netzauslastung zur Verfügung zu stellen. Eine zusammenfassende Analyse darüber hat die Regulierungsbehörde in ihren jährlichen Tätigkeitsbericht gemäß § 28 Abs. 1 E-Control aufzunehmen.
Eine Bekanntgabe bis etwa eine Stunde vor Lieferung wäre grundsätzlich unproblematisch, sofern die Marktakteure über einen Intraday-Marktzugang verfügen. Da dieser aus Kostengründen bei den meisten Energielieferanten derzeit nicht vorhanden ist, wäre es sinnvoll, den automatisierten Intraday-Handel über eine zentrale Stelle anzubieten. Eine Bilanzgruppe, die mit allen Lieferanten Fahrpläne austauscht und über einen Intraday-Zugang verfügt, ist die OeMAG, welche diese Aufgabe daher kosteneffizient übernehmen könnte.
Die Einführung von Netzentgelten für Einspeiser ist zweifellos kontrovers. Einerseits lässt sich damit der Netzausbau auf eine breitere Finanzierungsbasis stellen, andererseits besteht die Gefahr, dass diese Kosten über die Preisbildung der Merit Order letztlich beim Endkunden landen. Dies hätte außerdem den unangenehmen Nebeneffekt, dass eine künstliche Verteuerung heimischer Erzeugung die Importabhängigkeit potenziell erhöhen könnte – so viel zur Theorie.
Österreich ist aufgrund seiner Netzanschlusskapazität gegenüber Deutschland selten preissetzend. Nur hohe arbeitsbezogene Einspeiseentgelte erhöhen die Wahrscheinlichkeit, dass diese als kurzfristige Grenzkosten in die Merit Order einfließen, Verbraucherpreise steigen lassen und die Importabhängigkeit verstärken.
Eine pragmatische Lösung bestünde darin, Netzentgelte bei Produzenten ausschließlich auf Basis der maximalen jährlichen Einspeiseleistung pro Technologie zu erheben. Dadurch würden diese Kosten nicht in die kurzfristige Preisbildung einfließen. Der Ausbau erneuerbarer Energien gemäß EAG bliebe unberührt, da die Kosten gleichmäßig verteilt würden.
An die Vielzahl kleiner PV-Erzeuger sollte gerichtet werden, dass die Erhöhung der Preiselastizität der Nachfrage den weitaus größeren Hebel für die Wirtschaftlichkeit darstellt – und dass der vorliegende Gesetzesentwurf hierfür zentrale Bausteine liefert.