EEG – Quo(te) vadis?


Das sogenannte Quotenmodell ist in der Branche nicht sonderlich populär, aber unter nachfolgendem Link findet man eine gute Darstellung, wie ein solches aussehen könnte:

http://ideas.repec.org/p/zbw/diceop/39.html

Die Stellungnahme stammt von den Autoren Veit Böckers, Michael Coenen und Justus Haucap aus dem Hause DICE.

Neben den Ausführungen zur Ausgestaltung des EEG in Richtung Quotenmodell finden sich auch interessante Passagen zum Marktdesign und zu einem Kapazitätsmarkt.

Selbst wenn man kein Anhänger des Quotenmodells ist, lohnt sich die Lektüre.

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Viel Wind – um nichts?


Wie u.a. der Spiegel berichtete , will Bundeswirtschaftsminister Philipp Rösler unter anderem die Entschädigungen für die Abschaltung von EE-Anlagen wegen Netzüberlastung komplett streichen. In der aktuellen Einigung zwischen Wirtschaftsminister Philipp Rösler  und Umweltminister Peter Altmaier ist dieser Vorschlag laut Spiegel.de in abgemilderter Form immer noch enthalten, es soll danach nur noch eine verringerte Entschädigung geben.

Möglicherweise ergibt sich dadurch tatsächlich ein steuernder Effekt, da Anlagenbetreiber dann wohl Gebiete mit häufiger Netzüberlastung meiden würden. Andererseits wäre dieser Effekt verheerend, da Netzbetreiber faktisch – wegen der aktuell dann geringeren Nachfrage nach Netzkapazität – weniger ausbauen würden. Ein Ausbau ist aber unstreitig zwingend notwendig. Es wäre eine erste faktische Abkehr vom Einspeisevorrang.

Rechtsdogmatisch ist dieser Vorschlag auch insoweit problematisch, da erneut Verschulden und Schadensersatzpflicht entkoppelt werden (so zuletzt geschehen bei der Offshore-Umlage). Die Entschädigungspflicht entsteht immer dann , wenn die Netzkapazität – mithin also der Netzausbau- unzureichend ist. In § 12 Abs. 2 EEG ist geregelt:

Der Netzbetreiber kann die Kosten nach Absatz 1 bei der Ermittlung der Netzentgelte in Ansatz bringen, soweit die Maßnahme erforderlich war und er sie nicht zu vertreten hat. Der Netzbetreiber hat sie insbesondere zu vertreten, soweit er nicht alle Möglichkeiten zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes ausgeschöpft hat.

Ein Belastung des Verbrauchers (über die Netzentgelte – nicht über die EEG-Umlage) tritt also immer dann ein, wenn der Netzbetreiber nachweisen kann, alles Erforderliche und in seinen Möglichkeiten stehende für den Netzausbau getan hat. Ob das immer der Fall ist, darf bezweifelt werden. Auch die Netzbetreiber sprechen von einem Investitionsstau und diese Begrifflichkeit legt zumindest nahe, dass der Netzausbau in der Vergangenheit nicht immer mit dem Nachdruck verfolgt wurde, der angemessen gewesen wäre.

Da wäre es interessant zu wissen, wie hoch denn nun diese Entschädigungszahlungen tatsächlich in den letzten Jahren waren und in wie viel Fällen mit welchen Summen diese Zahlungen bei den Netzentgelten berücksichtigt wurden. Eine entsprechende (anonymisierte) Aufstellung könnte die BNetzA liefern.  Und soviel Transparenz wird man bei einem Gesetzesvorhaben auch erwarten dürfen.

Let’s get together!


In Deutschland wird die Stromverteilung an den Letztverbraucher von über 900 Netzbetreibern (hier finden Sie eine Liste der BNetzA mit allen Stromverteilnetzbetreibern PDF) wahrgenommen. Eine vergleichbare organisatorische Zersplitterung gab es in Deutschland zuletzt in der Zeit vor der Zollunion – also Ende des 18. Jahrhunderts.

Diese Zersplitterung birgt zwei konkrete Probleme: Zum Einen müssen bundesweit agierende Lieferanten (wie mein Arbeitgeber) Verträge mit nahezu allen dieser Verteilnetzbetreiber unterhalten, jedenfalls immer dann, wenn die Lieferanten in dem jeweiligen Netzgebiet einen Endverbraucher versorgen wollen. Den bürokratischen Aufwand, fast 1.000 Verträge zu managen, kann vermutlich jeder erahnen. Der Kosten- und Ressourcenaufwand beim Stromlieferanten ist entsprechend beachtlich.

Auf der anderen (der Netzbetreiber-) Seite – und das ist das zweite konkrete Problem – lassen sich jedoch auch kostenerhöhende Effekte ausmachen: Die Rekommunalisierung führt dazu, dass die Anzahl der Verteilernetze immer größer und die Netze an sich immer kleiner werden. Durch diese Verkleinerung der lokalen Stromnetze werden positive Skaleneffekte bei den aufwandsgleichen Kosten (Personal und Material) minimiert oder gar aufgehoben. Der Betrieb und die Instandhaltung und Erweiterung des Stromnetzes werden teurer. Auch bei den Kapitalkosten ist eine Kostenerhöhung zu erwarten, da kleine Netzbetreiber (wie z.B. Stadtwerke) sich das Kapital nicht am Finanzmarkt beschaffen können, sondern auf regionale oder gar lokale Finanzgeber wie etwa Sparkassen angewiesen sind.

Das Ergebnis für den Stromkunden: Der Strompreis wird belastet durch die beiden beschriebenen Effekte.

Darüber hinaus unterliegt die Mehrheit dieser Netzbetreiber aufgrund ihrer geringen Größe nicht den Entflechtungsvorschriften, d.h. Vertrieb und Erzeugung sind im selben Unternehmen (dem Stadtwerk) untergebracht und nicht getrennt. Dies verschafft integrierten Unternehmen theoretisch die Möglichkeit, mittels vertikaler Marktmacht auf dem Gebiet des Netzes ihre horizontale Marktmacht auf dem Gebiet der Endkundenversorgung auszubauen. Und alle fragen sich, warum immer noch knapp 40% der Stromkunden in der teuren Grundversorgung verharren, vgl. Monitoringbericht 2012 der BNetzA, S. 121 (PDF).

Angesichts der Energiewende, die bereits im vollen Gange ist und welche ohne Zweifel ein äußerst herausforderndes Unterfangen ist, erscheint die Netzgebietsstruktur in Deutschland antiquiert – und den Herausforderungen durch die Energiewende unangemessen.

Ein Blick auf die europäischen Nachbarn bestätigt dies:

DSO_EU

(Quelle: EU Benchmarking Report 2010, Annex, S. 37)

Niemand in Europa unterhält eine solche Struktur.

Es gibt im Übrigen schon ein positives Beispiel für eine Kooperationspflicht auf Netzebene: Im Bereich Gas – die Zusammenlegung der Gasmarktgebiete führte überhaupt erst zu einer Entstehung des Wettbewerbs um die Endkunden.

Die Zersplitterung der deutschen Verteilernetze steht der Idee eines europäischen Binnenmarktes für Elektrizität diametral entgegen. Hier wartet eine zentrale Aufgabe auf den Gesetzgeber, von der nicht zuletzt auch ein Stück weit das Gelingen der Energiewende abhängen dürfte: Die Einführung einer Kooperationspflicht für die Verteilernetzbetreiber.

 

London calling


Es dürfte nun so manch interessierter Blick aus Deutschland über den Ärmelkanal in Richtung UK schweifen: Großbritannien macht ernst mit der eigenen Energiewende.

Die sogenannte „Electricity Market Reform“ setzt dabei auf zwei Instrumente – die „Contracts for Difference“ (CfDs – eine Art gleitende Marktprämie) und den „Capacity Market“ (CM – den Kapazitätsmarkt).  Bei den CfDs setzt Großbritannien dabei auf CO2-arme Technologien, so dass nach den Vorstellungen des britischen Gesetzgebers auch Atomkraftwerke oder fossile Kraftwerke mit CCS in den Genuss der Vergütung kommen werden. Damit wendet sich Großbritannien vom hierzulande viel diskutierten Quotenmodell ab und orientiert sich wieder mehr an den Mechanismen des deutschen EEG. Das Vorgehen beim Kapazitätsmarkt ist hier (PDF) näher beschrieben. Die erste Auktion der Kapazitäten (für die Leistungsvorhaltung in 2018/2019) soll dabei schon in 2014 stattfinden.

Während in Deutschland noch über das zukünftige Marktdesign diskutiert wird, wird es in Großbritannien bereits umgesetzt.