Öffentliche Ladesäulen – Das unregulierte Oligopol


tl;dr: Hohe Fixkosten und fallende Durchschnittskosten, Verbund-Effekte, ein Henne-Ei-Problem und die exklusive Vergabe von öffentlichen Plätzen für Ladesäulen werden einen weiteren Ausbau von öffentlich zugänglichen Ladesäulen verhindern. Entweder die Ladesäulen werden zukünftig reguliert oder mit Steuergeldern errichtet.

Am vergangenen Freitag wurde das Strommarktgesetz in erster Lesung im Bundestag beraten. Der aktuelle Entwurf des Strommarktgesetzes sieht vor, dass Ladepunkte für E-Fahrzeuge als Letztverbraucher definiert werden. Eine elektrische Anlage, die Energie verteilt – und daher nach allen Regeln der Kunst eigentlich Teil des Stromnetzes ist – soll also, über Wortsinn und -bedeutung hinweg, von der Regulierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) weitestgehend ausgenommen werden.

Das ist zunächst ein Sieg der Lobbybemühungen der RWE AG, die hierzulande mehr als 30% der öffentlich zugänglichen Ladepunkte betreibt, und naturgemäß ein großes Interesse haben dürfte, nicht der Regulierung des EnWG zu unterfallen.

Aber die angedachte Regelung, Ladepunkte von der Regulierung auszunehmen, wäre vor allem auch ein Bärendienst für den Ausbau der Ladeinfrastruktur und nicht zuletzt für den Verbraucher, denn der aktuelle Stillstand beim Ausbau wird so nicht belebt. Der fehlende Ausbau an Ladestationen hat konkrete Gründe:

1. Hohe Fixkosten

Bei der Errichtung von öffentlich zugänglichen Ladesäulen handelt es sich letztlich um die Errichtung eines Netzwerks. Und wie es für Netzwerke und insbesondere Infrastruktureinrichtungen typisch ist, ist auch die Errichtung von Ladesäulen mit hohem Kapitaleinsatz verbunden. Die Errichtung und der Betrieb von Ladesäulen sind mit einem hohen Fixkostenanteil verbunden, denn zunächst müssen rund 5.000 EUR (und mehr) für die Errichtung einer Ladesäule investiert werden und natürlich sind noch deutlich mehr Investitionen für die dahinter liegende IT-Infrastruktur notwendig. Diese Kapitalkosten sind fix, d.h. sie sind von der Anzahl der Ladevorgänge unabhängig. Mit einer steigenden Anzahl an Ladevorgängen müssen dann noch Personalkosten und Kosten für die Strombeschaffung aufgewendet werden, die aber im Vergleich zu den Fixkosten eher gering ausfallen. Sind die Ladesäulen erst einmal errichtet, sind die Kosten für den laufenden Betrieb im Vergleich zu den Kapitalkosten für die Errichtung relativ überschaubar. Dies führt dementsprechend zu fallenden Durchschnittskosten, d.h. je mehr Nutzer sich für die Ladesäulen finden, desto günstiger wird die Bereitstellung des Netzwerks pro Nutzer bzw. Ladevorgang. Wenn die Durchschnittskosten mit zunehmender Produktionsmenge stets abnehmen, dann liegen unabhängig von der Produktionshöhe steigende Skalenerträge (economies of scale) und somit eine Subadditivität, d.h. ein natürliches Monopol, vor.

Solange dieser Monopolmarkt bestreitbar ist, d.h. solange sich potentielle Wettbewerber finden, die bereit sind, in diesen Markt einzutreten, ist ein Ausnutzen der Monopolsituation nicht zu erwarten. Vorliegend muss ein Wettbewerber jedoch hohe Anfangsinvestitionen tätigen, um am Markt teilnehmen zu können. Dies führt dazu, dass sich Wettbewerber mit dem Eintritt in diesem Markt zurückhalten, denn anders als die etablierten Betreibern der Infrastruktureinrichtung müssen Newcomer befürchten, dass sie beim Marktaustritt vorliegend auf den Erstinvestitionen sitzen bleiben („sunk costs“). Die hohen Fixkosten und irreversible Kosten als Eintrittsbarriere führen also dazu, dass neue Anbieter vom Markt ferngehalten werden. Dieses Phänomen wird aktuell dadurch sichtbar, dass im öffentlichen Raum nahezu ausschließlich Stromnetzbetreiber in nennenswertem Umfang Ladestationen im jeweils eigenen Netzgebiet errichten, da sich für diese Unternehmen die Errichtung von Ladestationen als Erweiterung des Stromnetzes darstellt und das Risiko der versunkenen Kosten gering ist: Bei Vergabe des Stromnetzes gemäß § 46 EnWG können die Ladestationen als Teil des Netzes mitverkauft werden. Anders jedoch bei einem Anbieter von Ladesäulen ohne eigenes Netz: Ein solcher Anbieter muss befürchten, dass er bei Marktaustritt, also bei der Aufgabe des Ladestationsbetriebs, seine Ladestationen bestenfalls für einen Bruchteil des Wertes verkaufen kann. Solche Anbieter ohne eigenes Netz sind daher auf dem deutschen Markt auch kaum zu beobachten.

Die hohen Fixkosten in Kombination mit fallenden Durchschnittskosten sowie die Irreversibilität der Kosten führen somit dazu, dass ein Ausbau der Ladeinfrastruktur durch neue Anbieter ohne eigenes Verteilnetz nicht zu erwarten ist.

2. Verbundeffekte

Dieser Effekt der hohen Fixkosten und der irreversiblen Kosten wird vorliegend noch durch einen weiteren Effekt ergänzt: Die Mehrzahl der Anbieter von öffentlich zugänglichen Ladestationen profitieren regelmäßig von Verbundeffekten, d.h. die Errichtung der Ladestation im Netzgebiet des eigenen Konzerns ist in aller Regel kostengünstiger als die Errichtung einer Ladestation in einem Netzgebiet eines anderen Stromnetzbetreibers. Die Synergien ergeben sich zum einen bei der Errichtung selbst, da die Netzanschlussplanung im eigenen Netz viel einfacher und schneller erfolgen kann als in einem Netz eines anderen Netzbetreibers. Zum anderen ergeben sich Kostenvorteile dann im Betrieb, da der Betrieb der Ladesäulen durch das vorhandene Personal (für das Netz) und die bereits vorhandenen IT-Lösungen mit übernommen werden kann. Es handelt sich insoweit um einen räumlichen Bündelungseffekt. Dieser Effekt ist derzeit auch sichtbar: Das Engagement der Ladesäulenbetreiber konzentriert sich regelmäßig (wenn auch nicht immer ausschließlich) auf das eigene Netzgebiet bzw. die Netzgebiete des Konzernverbunds.

Auch dies wirkt sich somit negativ auf den Ausbau der Ladeinfrastruktur aus, denn das Interesse der Ladesäulenbetreiber außerhalb des eigenen Stromnetzgebiets tätig zu werden, ist durch die fehlenden Verbundeffekte gering.

Die öffentlich zugängliche Ladeinfrastruktur ist damit ein Oligopolmarkt, ein Nebeneinander von lokal abgegrenzten Monopolen. Genau wie die Stromverteilernetze.

3. Henne-Ei-Problem

Ein ähnlich großes Problem wie die beiden zuvor geschilderten Effekte stellt das „Henne-Ei-Problem“ dar: Während potentielle Kaufinteressenten von E-Fahrzeugen auf ausreichende Lademöglichkeiten warten, bis sie dann tatsächlich ein E-Fahrzeug kaufen, sind die Ladestationsbetreiber geneigt, Ladestationen nur für die aktuellen, bereits vorhandenen Nutzer zu errichten. Es besteht ein Teufelskreis, der nur schwer (und wenn überhaupt, dann nur nach einem langen Zeitraum) durchbrochen werden kann. Da sich die Errichtung von Ladesäulen generell nur bei hoher Auslastung der Ladesäulen rechnen kann, kommt der Ausbau nicht voran: Die Ladesäulenbetreiber wollen bzw. können nicht in Vorleistung gehen und bis auf die Fahrzeugkäufer, die aus grundlegender Überzeugung ein E-Fahrzeug kaufen, wird sich die Masse der Kaufinteressenten noch zurückhalten.

Ein flächendeckendes Netz, das sich aber nur schwer bzw. gar nicht durch die aktuelle Nutzerzahl refinanzieren läßt, rückt damit in weite Ferne.

Bei diesem Phänomen handelt es sich letztlich auch um eine Ausprägung des Falls der hohen Fixkosten und der Sorge um versunkene Kosten, nur dass sich hier nicht Wettbewerber gegenüber stehen, sondern Anbieter und Kunden. Sowohl Anbieter als auch Kunden müssen eine hohe Anfangsinvestition tätigen, um überhaupt auf diesem (regelmäßig neuen) Markt teilnehmen zu können: Der Anbieter muss in ein Ladenetzwerk mit hohen Fixkosten investieren, der Kunde in ein Fahrzeug mit hohen Fixkosten – und beide Parteien haben die Sorge vor versunkenen Kosten.

Hier braucht es also entsprechende Mechanismen, um diesen Teufelskreis zu durchbrechen.

4. Geringe Anzahl an öffentlichen Plätzen

Die Stellplätze für öffentlich zugängliche Ladepunkte durch die jeweilige Kommune in den meisten Fällen exklusiv an einen Anbieter vergeben. Auch diese Praxis macht es neuen Anbieter grundsätzlich schwer, ein paralleles Netzwerk an Ladeinfrastruktur zu errichten. Ohne öffentliche Stellplätze ist ein neuer Anbieter darauf angewiesen, privaten Grund und Boden für die Errichtung der Ladesäulen zu nutzen. Derartige Plätze sind oft genug einfach nicht vorhanden, so z.B. in Innenstadtlagen, oder letztlich nicht gleichwertig, weil Zugangshindernisse bestehen (Parkhäuser sind oft teurer und auch nachts geschlossen).

Die exklusive Vergabe von öffentlichen Stellplätzen für Ladestationen schafft somit, aus rechtlichen Gründen, eine marktbeherrschende Stellung für den örtlichen Ladesäulenbetreiber.

5. Resultat

Alle vier beschriebenen Phänomene führen jeweils dazu, dass ein Markteintritt von neuen Anbietern, hier: Ladesäulenbetreibern, behindert wird und darüber hinaus aufgrund des Henne-Ei-Problems auch die bereits am Markt tätigen Anbieter von Ladeinfrastruktur zurückhaltend mit neuen Investitionen sind.

Dies läßt die Schlussfolgerung zu, dass ein Markteintritt von neuen Anbietern in signifikanten Größenordnungen nicht zu erwarten ist, insbesondere nicht bis zum Jahr 2020.

Damit kann der weitere Ausbau der Ladeinfrastruktur nur durch die bereits im Markt tätigen Betreiber erfolgen, namentlich die Energieversorgungsunternehmen mit einem eigenen Netzgebiet. Hier zeichnet sich also die Monopolbildung bzw. Oligopolbildung ab und bringt damit eine weitere Form des Marktversagens hervor: Der Monopolist wird dabei den Preis nicht pareto-optimal auf Höhe der Grenzkosten, sondern deutlich oberhalb der Grenz- und Durchschnittskosten setzen. Dieses gewinnmaximierende Verhalten führt zu einer geringeren Angebotsmenge. Mit anderen Worten: Der Monopolist wird nicht die optimale Menge bereitstellen, sondern durch eine reduzierte Menge einen höheren Monopolpreis erzielen.

Die Monopolbildung führt also in dem hier betrachteten Fall der öffentlich zugänglichen Ladeinfrastruktur dazu, dass nicht in ausreichender Menge Ladestationen errichtet werden (und Ladevorgänge extrem teuer sind).

Es liegt also ein klassisches Marktversagen im Sinne der Wohlfahrtsökonomie vor und dieses Marktversagen ist auf die eingangs beschriebenen Ursachen zurückzuführen. Dies bedeutet, dass im Falle der öffentlich zugänglichen Ladeinfrastruktur ein staatliches Eingreifen geboten ist.

Die Absage an die Regulierung im aktuellen Entwurf des Strommarktgesetzes wird damit zu einem teuren Unterfangen: Da private Anbieter aus den zuvor beschriebenen Gründen keine neuen Ladesäulen errichten werden, bleibt nur noch die Finanzierung durch Steuergelder. Dann würde Deutschland nicht nur untätig dem Oligopol der Ladesäulenbetreiber gegenüberstehen, sondern dieses auch noch mit Steuergeldern stützen.

Eine weiterführende Analyse zum Thema der Ladeinfrastruktur finden Sie in meinem Thesenpapier „E-Mobilität in Deutschland beschleunigen – Ein Plädoyer für Regulierung“ im Downloadbereich.

Das Strommarktgesetz – ausgebremste E-Mobilität


Am Mittwoch, dem 04.11.2015, wird der Referentenentwurf (PDF) des Wirtschaftsminsteriums zum Strommarktgesetz im Kabinett diskutiert (und vermutlich ohne Änderungen verabschiedet). Der Entwurf sieht unter anderem vor, dass § 3 Nr. 25 EnWG wie folgt geändert werden soll (Änderungen in fett):

 

25.   Letztverbraucher

Natürliche oder juristische Personen, die Energie für den eigenen Verbrauch kaufen; auch der Strombezug der Ladepunkte für Elektromobile gilt als Letztverbrauch,

 

Mit dieser Gesetzesänderung soll nun endlich für die Frage, wie Ladepunkte für E-Fahrzeuge energiewirtschaftlich einzuordnen sind, Klarheit und Rechtssicherheit geschaffen werden. Das Gegenteil wird jedoch erreicht.

Man muss kein geschulter Jurist sein, um die Bedeutung des Wortes Letztverbrauch ermitteln zu können. Wenn ich etwas verbrauche – zumal als Letztverbraucher -, so zehre ich diese Sache auf. Diese Sache ist dann nicht mehr vorhanden – sie ist aufgebraucht, wurde in etwas anderes umgewandelt.  Wenig überraschend vertritt auch der BGH dieses Begriffsverständnis. So schreibt dieser in der „Pumpspeicherkraftwerke“-Entscheidung, Beschluss des BGH vom 17. November 2009, Az. EnVR 56/08 (PDF), unter Randnnummer 9:

 

Der Pumpvorgang zehrt die entnommene elektrische Energie zunächst auf. Wird das Wasser aus dem oberen Becken abgelassen, wird neue elektrische Energie gewonnen. Dies sind grundsätzlich zwei getrennte Vorgänge, die jeweils auch unterschiedlich abgerechnet werden.

 

Der BGH untermauert diese Einschätzung in Randnummer 10 des zitierten Beschlusses, wonach die Umwandlung von Energie einen Letztverbrauch darstellt. In der Begründung des Beschlusses argumentiert der BGH dabei auch mit der Begriffsdefinition in Art. 2 Nr. 9 der Richtlinie 2009/72/EG, die den „Endkunden“ als denjenigen bestimmt, der Elektrizität für den eigenen Verbrauch kauft.

Damit stellt sich die Gretchenfrage: Verbrauchen Ladepunkte für Elektromobile Strom?

Sie tun vor allem eins: Sie geben Strom ab – an E-Fahrzeuge. Einziger Bestimmungszweck von Ladepunkten für E-Fahrzeuge ist die Versorgung dieser E-Fahrzeuge mit Strom. Dies geschieht meist entgeltlich (das wäre dann eine Belieferung im Sinne des EnWG und der Richtlinie 2009/72/EG) oder auch unentgeltlich (das wäre dann eine Abgabe von Strom im Sinne einer Weiterverteilung). Nur verbraucht wird der Strom gerade nicht, denn es findet weder eine Aufzehrung noch eine Umwandlung statt. Ladepunkte für E-Fahrzeuge fungieren vielmehr als Steckdose, also als Verknüpfungspunkt mit dem Stromnetz. Das macht sie aber nicht zu Letztverbrauchern, sondern allenfalls zum Teil des Netzes.

Die geplante Novellierung des § 3 Nr. 25 EnWG überdehnt also die Bedeutung des Wortes „Verbrauch“ und verstößt insbesondere gegen die Begriffsbestimmung in Art. 2 Nr. 9 der Richtlinie 2009/72/EG. Das Strommarktgesetz ist in diesem Punkt also europarechtswidrig.

Die Sinnwidrigkeit dieses Definitionsversuchs in der EnWG-Novelle wird auch mit Blick auf die Regelungen des § 38 EnWG deutlich: Wenn nämlich ein Letztverbraucher, der kein Haushaltskunde ist, kurzfristig ohne Lieferant dasteht, so muss der Grundversorger für einen Übergangszeitraum einspringen und die Stromlieferung an diesen Letztverbraucher erbringen. Öffentliche Ladepunkte werden jedoch nahezu ausschließlich  von Unternehmen betrieben, die selbst Grundversorger in dem jeweiligen Gebiet sind. In der nachfolgenden Aufstellung sind die 12 größten Ladepunktbetreiber in Deutschland aufgeführt:

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Damit wird auch das verfolgte Ziel dieser Gesetzesänderung sichtbar: Der Betrieb von Ladepunkten soll nicht den üblichen Regularien des EnWG unterfallen. Indem aber die Ladepunkte – und nicht richtigerweise die Fahrzeugfahrer – als Endkunden definiert werden, werden all die Energieversorger, die derzeit Ladeinfrastruktur betreiben, von der Regulierung des EnWG im wesentlichen ausgenommen. Eine reife Leistung im Jahr 10 seit Inkraftreten des EnWG.

Der E-Fahrzeugfahrer und die Lieferanten ohne Ladeinfrastruktur sind die Leidtragenden: Fahrzeugfahrer sehen sich intransparenten und überhöhten Preisen ausgesetzt und Lieferanten, die Strom über öffentliche Ladepunkte an Fahrzeugfahrer liefern wollen, bleiben außen vor.

Und im Übrigen kommt der Ausbau der Ladeinfrastruktur in 2015 fast zum Erliegen: Nach den Angaben des BDEW gab es in der ersten Jahreshälfte 2015 kaum neue Ladepunkte. Immerhin hat der BDEW in seiner Mitteilung noch klargestellt: „Ein Ladeinfrastruktur-Rückbau ist nicht erfolgt. „

And so it begins: Going Solar and cutting the cord


Wie die TAZ in einem Artikel vom 26.01.2015 („Fabrik ohne Anschluss ans Stromnetz„) schreibt, gibt es in Deutschland nun erste Stromversorgungsmodelle, die ohne Anschluss an das Stromnetz auskommen und dennoch wirtschaftlich sind.

Bei dem beschriebenen Gebäude handelt es sich um eine Gewerbeimmobilie, so dass das Energiekonzept etwas aufwendiger ist, aber es funktioniert:

 

Um zu allen Tageszeiten die einfallende Sonne nutzen zu können, wurden die Fassaden in alle vier Himmelsrichtungen mit Photovoltaikmodulen bestückt, die Nordseite des Gebäudes wurde vor allem aus optischen Gründen mit einbezogen. Auf dem Flachdach sind zudem Module aufgeständert, sie weisen nach Osten, Süden und Westen. „So reduzieren wir die Mittagsspitze und haben zugleich Erträge von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang“ sagt Widmann. Überschüsse an Solarstrom werden für trübe Tage in einer Blei-Gel-Batterie mit 400 Kilowattstunden Kapazität zwischengespeichert.

In der Jahressumme liefern die Solarmodule mit zusammen 112 Kilowatt Leistung rund 85.000 Kilowattstunden Strom. 50.000 davon benötigt die Fabrik mit ihren 30 Arbeitsplätzen, der Rest wird mittels Wärmepumpe zum Heizen oder Kühlen eingesetzt, ferner zum Betanken von Elektrofahrzeugen – schließlich kann die Firma ihre Überschüsse ja nicht wie andere ins Netz einspeisen. Für Situationen, in denen der Solarstrom nicht reicht, gibt es noch ein Biogas-Blockheizkraftwerk (BHKW), das Strom und Wärme bereitstellt.

 

Dies dürfte der Beginn eines Trends sein, der sich durch die sinkenden Preise für Batterielösungen noch deutlich verstärken wird.

 

Was nicht erwähnt wird


Die Bundesnetzagentur hat ihren Bericht (PDF) zur Evaluierung der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) veröffentlicht. Die ARegV legt fest, wie die Netzentgelte für die Strom- und Gasnetze gebildet werden. Die Vorschrift ist deshalb so wichtig, weil sie maßgeblich für die Höhe der Netzentgelte ist und gleichzeitig auch den Rahmen der Gewinnmöglichkeiten der Netzbetreiber bildet. Netzentgelte hatten in 2014 durchschnittlich einen Anteil von 22% am Strompreis für Haushaltskunden (siehe BNetzA-Monitoringbericht 2014, S. 170).

Der Bericht der Bundesnetzagentur enthält viele wertvolle Erkenntnisse und auch wichtige Verbesserungsvorschläge, aber eine Erkenntnis ist außen vor geblieben:

Die Netzbetreiber haben in den letzten Jahren außerordentlich gut verdient.

Eine Auswertung des DIW Econ im Auftrag der BNetzA (Folie hier) zeigt sehr auskömmliche Renditen:

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Die Grafik ist als solche schon auf den ersten Blick beeindruckend, aber zwei Dinge sind zusätzlich zu berücksichtigen:

Zum Einen sind die statistischen Ausreißer entfernt worden und zum Anderen wird nur das arithmetische Mittel dargestellt. Dies bedeutet, dass es Netzbetreiber in den Bereichen Strom und Gas gibt, die in den letzten Jahren deutlich mehr als 25% Eigenkapitalrendite erzielt haben. Ein Wert, für den Herr Ackermann als CEO der Deutschen Bank noch heftig kritisiert worden ist.

Ob derartige Renditen in einem regulierten Sektor angemessen sind, bedarf mE der wissenschaftlichen Diskussion. Die gute Nachricht: Die Transparenzvorschläge der BNetzA können die Basis für einen solchen wissenschaftlichen Diskurs schaffen.

Energiewende: Das nächste Level – Energy Storage


Via Twitter habe ich diesen Blogbeitrag von Ramez Naan aus dem Jahr 2013 gefunden: http://rameznaam.com/2013/09/25/energy-storage-gets-exponentially-cheaper-too/

Und diese Grafik aus dem Beitrag belegt eindrucksvoll die nächste Revolution im Bereich der Erneuerbaren:

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Batterien als Speicher für Erneuerbare werden immer günstiger und wirken für den Ausbau der Erneuerbaren wie ein Turbolader. Der Zeithorizont, den Ramez Naan hier nennt, ist beeindruckend :

A back-of-envelope says we need to bring the cost of energy storage down by another factor of 10 in order to make grid-scale storage cheap enough to displace most fossil use for electricity. On current trend, it looks like we’ll be there in the next 15-20 years.

Der jüngste Blogbeitrag von Tesla Motors stützt diese These: http://www.teslamotors.com/blog/roadster-30. So schreibt Tesla:

The original Roadster battery was the very first lithium ion battery put into production in any vehicle. It was state of the art in 2008, but cell technology has improved substantially since then. We have identified a new cell that has 31% more energy than the original Roadster cell. Using this new cell we have created a battery pack that delivers roughly 70kWh in the same package as the original battery.

In gerade einmal 6 Jahren hat Tesla die Batterietechnik um 31% verbessert! Und Tesla ist natürlich nicht der einzige Player im Bereich Speichertechnik. Es sieht ganz danach, als machten sich die Batteriespeicher auf den Weg in den Mainstream. Wie das Handelsblatt berichtete, sind in 2014 bereits über 10.000 Batterien in Kombination mit PV-Anlagen installiert gewesen, mehr als doppelt so viele wie in 2013. Dieser Trend dürfte sich in den nächsten Jahren noch einmal deutlich verstärken und schafft so ein ganz neues, dezentrales Versorgungsmodell. Die Kombination aus PV-Anlage und Batterie ermöglicht eine Eigenversorgung von 60% und mehr, je nach Größe der installierten Komponenten. Aber eins wird sichtbar:

Das Netz wird Wettbewerb durch die Eigenversorgungsmodelle bekommen.