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Energiewende im Krisenmodus braucht sozialen Zusammenhalt

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Der Krieg und das Leid der Menschen in der Ukraine halten uns alle in Atem, bringen uns aber auch als Gesellschaft näher zusammen. Die große Hilfsbereitschaft in den Grenzregionen und auch in Deutschland macht uns zusammen stark. Wie Bundespräsident Steinmeier in Litauen sagte: „Die Einigkeit und die Geschlossenheit (der Nato und der Europäischen Union) sind der Schlüssel zu unserer Stärke.“

Krisen und Kriege sind schmerzhaft und teuer. Um diese Zeit zu überstehen, braucht es den Zusammenhalt, der den Menschen die Grundbedürfnisse sichert, für die geflüchteten und die verletzlichen Verbraucher:innen innerhalb unserer Gesellschaft. Da dieses Leid eben auch unsere Energieversorgung betrifft, müssen wir hier zusammenstehen, mehr als in der Vergangenheit.

Denn in diesen Tagen wird es deutlich, dass fossile Energien teuer sind und wohl teuer bleiben werden. Der Abschied von diesen teuren und schmutzigen Ressourcen kostet allerdings ebenfalls Geld und Zeit. Für den einzelnen geht jede Umstellung auf eine Wärmepumpe und höhere Energieeffizienz mit hohen Investitionskosten einher, welche wir uns trotzdem leisten können müssen. Denn die zusätzliche Rechnung, die Deutschland durch die gestiegenen Gaspreise stemmen muss, wird sich wohl auf einen hohen zweistelligen Milliardenbetrag im Jahr belaufen.

Für einzelne Verbraucher:innen mit Gasheizung bedeutet das etliche hundert Euro im Jahr zusätzlich, bei schlechten Gebäuden und damit hohen Verbräuchen können es auch leicht mehr als 1000 Euro werden. Die Mehrwertsteuer erhöht die Kosten noch weiter. Im Vergleich dazu führt die beschlossene Senkung beziehungsweise Überführung der EEG-Umlage in den Bundeshaushalt zu einer Entlastung des durchschnittlichen Haushalts um gut 200 Euro im Jahr.

Durch die gleichzeitig stark steigenden Strompreise werden die Stromrechnungen der Verbraucher:innen wohl trotzdem nicht sinken. Sowohl für den Gas- als auch der Stromsektor sind das Mittelfristbetrachtungen, das heißt, sobald die hohen Großhandelspreise vollständig in die Endkundentarife eingepreist sind.

System und Regulierung sind unsozial geprägt

Diese Kostensteigerungen lassen sich mittelfristig nur durch mehr erneuerbare Energien und eine größere energetische Unabhängigkeit bekämpfen, mit Freiheitsenergien, wie Herr Lindner sagte. Dazu gehört die schnellere Verbrauchsminderung durch Effizienzmaßnahmen und eine beschleunigte Elektrifizierung, insbesondere im Wärmesektor durch Wärmepumpen und Wärmenetze. Ein fortgesetzter Einbau von Gasheizungen in Neubauten und ein weiterer nachfrageorientierter Gasverteilnetzausbau passen dazu nicht. Hier bedarf es einer sofortigen Richtungsänderung, die die Verringerung unserer Import-Abhängigkeit einleitet als auch die langfristigen Energiewendekosten begrenzt. Kosten, die am Ende sonst alle Verbraucher tragen, im Verhältnis die vulnerablen Verbrauchergruppen aber stärker betreffen.

Unser Energiesystem und dessen Regulierung kann jedoch kaum mit sozialen Absicherungen oder Hilfen aufwarten, eher ist das Gegenteil der Fall. Beispiele sind:

Auf der anderen Seite fördern wir mit Milliarden Euro Kaufprämien für E-Pkw, Pendlerpauschalen und Wallboxen wie auch energetische Sanierungen in Eigenheimen, während die bedürftigsten Verbraucher:innen in den energetisch schlechtesten Gebäuden wohnen (müssen), auf deren Energiestandard oder Energieträger sie keinen Einfluss haben. Unser Sozialsystem versucht, die Mehrkosten der Bedürftigsten mittels Arbeitslosengeld II und durch Einmalzahlungen zu kompensieren. Damit bleiben jedoch die Wohnsituationen wie auch Hilfen für die unteren Einkommensgruppen insgesamt außen vor.

Die Folgen der hohen Gaspreise werden noch unterschätzt

Es ist richtig, den Umstieg auf nachhaltige und saubere Lösungen zu fördern, jedoch im Sinne einer gemeinsamen Stärke, wo es nötig ist. Dazu gehören neben den Anreizen auch Besteuerungen und das Ordnungsrecht. In der Krise wird sich deutlicher denn je zeigen, wie weit wir das Ordnungsrecht über den Artikel 14 des Grundgesetzes bemühen und Eigentum über Gebote und Verbote verpflichten. Abweichend davon spielt im selbstgenutzten Eigentum die Sichtbarkeit der mittel- bis langfristigen Kosten die wichtigste Rolle.

Wenn es sich jedoch um vermieteten Wohnraum handelt, greift dieser Ansatz zu kurz. Die Energiekosten werden für fast jeden Mieter stark steigen. Die bisher diskutierten Größenordnungen von Pro-Kopf-Rückzahlungen oder Vorhaben für eine CO2-Kostenteilung mit dem Vermieter werden daran nur wenig ändern. Trotzdem diskutiert Deutschland maßgeblich die Spritpreise. Sowohl die Opposition als auch die FDP wollen die Preise durch Steuernachlässe auf breiter Basis senken, obwohl aus volkswirtschaftlicher und geopolitischer Sicht ein schnellerer Abschied geboten ist.

Wie wenig ausgewogen diese Forderungen sind, zeigt sich im Vergleich. Die Rohölpreise haben sich „nur“ verdreifacht, während es beim Großhandelspreis Gas aktuell fast eine Verzehnfachung innerhalb eines Jahres ist. Die Auswirkungen in den Gas-Tarifen sehen wir erst in einigen Monaten, jedoch mit viel weiterreichenden sozialen Folgen.

Auch ein reiches Land wie Deutschland wird sich ohne anderweitige, massive Steuererhöhungen kaum eine Kostenübernahme für fossile Energien in der Breite leisten und gleichzeitig die Förderung von Einsparungen und erneuerbaren Energien erhöhen können. Angedachte Entlastungen müssen sich daher stärker an den sozialen Auswirkungen und den Langfristzielen orientieren. Preissignale zu mindern, stellt jedoch das Gegenteil dar. Wenn unsere Gemeinschaft die gemeinsame Stärke besitzt, die unser Bundespräsident bekundet hat, schaffen wir es, die Krise als Chance zu nutzen.

Es ist dringlicher denn je, die Verteilung der Kosten und die Ausgestaltung der Unterstützungen in der begonnenen Transformation fair und sozial zu gestalten. Nutzen wir diese Chance. Jetzt.

Eine Version dieses Artikels erschien in Tagesspiegel Background.

Worüber keiner reden will: Der bevorstehende Abschied vom Gasnetz

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Die Gasindustrie investiert aktuell, was das Zeug hält. 2019 flossen rund 2,5 Milliarden Euro in den Aus- und Neubau der deutschen Gasnetze (BNetzA Monitoring-Bericht). Bis 2030 sind laut Netzentwicklungsplan Gas allein für die Ferngasnetze weitere 2,2 Milliarden Euro vorgesehen, wobei die Ferngasnetzbetreiber sogar Investitionen in Höhe von 7,8 Milliarden Euro für nötig halten. Die Zahlen erwecken den Eindruck, dass Gasnetze künftig die gleiche Bedeutung haben werden wie heute. Dabei wissen wir: Diese Planung der Gasinfrastruktur ist falsch. Hier werden erhebliche Kostenfallen für Heizkund:innen und Steuerzahler:innen errichtet.

Denn heute wird ein Großteil der Gasinfrastruktur für die Wärmeversorgung benötigt. 2019 wurden über die gut 700 Verteilnetze 761 Terawattstunden (TWh) fossiles Erdgas ausgespeist. Fast alle Klimaneutralitätsszenarien sehen aber im Gebäudebereich den massiven Umstieg auf Wärmepumpen und den Anschluss an grüne Nah- und Fernwärmenetze vor (siehe unter anderem Agora Energiewende, Ariadne und BMWi).

Weder Erdgaskessel noch wasserstoffbetriebene Heizsysteme erfüllen das Prinzip der klimaneutralen und effizienten Verwendung von grüner Energie. Bei der Gebäudeheizung auf einen (noch) raren und teuren Energieträger wie Wasserstoff zu setzen, ist schlicht kein tragfähiges Konzept zur Klimaneutralität. Immer mehr Gasverteilnetze werden zukünftig kaum noch benötigt.

Fragwürdige Nutzungsdauern von bis zu 55 Jahren

Trotzdem hat die Bundesnetzagentur für die Regulierungsperiode 2023 bis 2027 „attraktive Investitionsbedingungen“ mit einer Eigenkapitalverzinsung von rund fünf Prozent (vor Körperschaftssteuer) für die Netze festgelegt. Auch gelten weiterhin für Neuinvestitionen die Nutzungsdauern aus der Gasnetzentgeltverordnung von 35 bis 55 Jahren. Und zudem hat die Bundesnetzagentur in diesem Jahr für 125 Gasverteilnetze rund 4,5 Milliarden Euro als Erlösobergrenzen genehmigt. Das gleiche finanzielle Volumen ergibt sich, wenn man die im Monitoringbericht der BNetzA bereitgestellten Daten für 2019 hochrechnet: Über den durchschnittlichen Verbrauch eines Gas-Haushaltskunden von 23 Megawattstunden im Jahr ergeben sich für 12,8 Millionen Haushaltsverbraucher mit einem durchschnittlichen Netzentgelte von 1,56 Cent pro Kilowattstunde Netzkostenbeiträge von 4,59 Milliarden Euro.

An dem rund 522.000 Kilometer langen Gasverteilnetz sind mehr als 12,8 Millionen Haushalts- und 1,7 Millionen Gewerbe- und Industriekunden angeschlossen. Der heutige, jährliche Finanzierungsbeitrag der Haushaltskunden über ihren Wärmebedarf (inklusive des geringen Anteils für das Kochen) für diese Gasverteilnetze von über vier Milliarden Euro wird aber im Zuge der Energiewende im Jahr 2045 auf null sinken.

Planung umstellen und Regulierer stärken

Um weitere kostspielige Fehlinvestitionen zu verhindern, muss daher jetzt die gesamte Planung auf die neue, klimaneutrale Welt umgestellt werden. Dafür brauchen wir eine ehrlich geführte Diskussion rund um die Möglichkeiten, Planungen und Kosten der Stilllegung des deutschen Gas-Verteilnetzes. Ansonsten werden weiterhin Investitionen getätigt, die die stillzulegende Infrastruktur durch den Aufbau von Investitionsruinen noch verteuern. Die Folge wären Milliardensummen für Übergänge, Kompensationen und Entschädigungen, Fehler die es beim Kohleausstieg schon genug gibt.

Weitsichtige Energie- und Klimapolitik sollte daher jetzt den bevorstehenden Ausstieg aus dem Gas planen. Dazu muss die Gasnetzregulierung angepasst werden. Alternativen zum Gasverteilnetzausbau müssen genutzt werden, so wie es das Prinzip Efficiency First der Europäischen Union vorsieht, sofern sie günstiger sind. Dies verlangt eine Anpassung des Regulierungsrahmens, weil Verzinsungen sowie Abschreibungs- und Nutzungsdauern aktuell nicht zur Klimaneutralität 2045 passen.

Auch die Rolle des Regulierers muss dafür gestärkt werden, wie es das Urteil des Europäischen Gerichtshofs der Bundesregierung vorschreibt. Dazu gehört zukünftig eben nicht nur der Ausbau, sondern insbesondere im Gasverteilnetz auch der Rückbau. Es bleibt zu hoffen, dass der jetzt zu entwickelnde Koalitionsvertrag diese Ansätze widerspiegelt, damit nicht weitere Jahre verloren gehen – und am Schluss unnötige Kosten für Steuerzahler:innen angehäuft werden. Denn sonst wird im Zweifel der Staat in den 2030er Jahren eingreifen müssen, um Stadtwerke und andere Netzbetreiber zu retten.

Eine Version dieses Artikels erschien in Tagesspiegel Background.

Dr. Barbara Saerbeck ist Projektleiterin für Grundsatzfragen bei Agora Energiewende.

 

Trust, not control: Germany, EVs and the power of consumer choice

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‘How electric vehicles endanger electricity supply’ rang the alarm in a major German newspaper in 2018. The author warned that the local electricity networks would collapse if people returned from work in the evening and all charged their cars at the same time, a fear that kept many network operators up at night.

The government that, eight years prior, had set the target of 1 million electric vehicles on the road by 2020 had to respond.

The policy makers considered various solutions: Would upgrading the network to accommodate simultaneous charging of millions of electric cars be the best solution? Or could charging be controlled in such a way that households do not all charge at once and, if so, how?

What follows is a cautionary tale, demonstrating the importance of consumer choice and long-term power system efficiency in the transition to clean energy and transport.

The initial solution

Faced with the challenge of integrating EVs without jeopardising power system reliability, the federal energy ministry started work with distribution system operators on a new tariff design.

After a process spanning several years, the ministry presented a new draft regulation: the dispatchable appliances law. It contained two fundamental changes to how networks are run – an approach that network operator associations had promoted as early as 2017.

First, household customers were to decide how much ‘uninterruptible’ and ‘interruptible’ network capacity they required. In other words, customers were expected to inform the network operator how much of their electricity consumption was essential and how much could be curtailed, or paused, during times of peak electricity demand.

Consumers would be forced to choose between unpredictable interruptions or much higher network fees.

The higher the uninterruptible share, the higher a household’s required contribution to electricity network costs. Consumers would be forced to choose between unpredictable interruptions or much higher network fees.

The second major change proposed concerned the ‘interruptible’ share of electricity consumption: Consumers would hand over control of their flexible appliances, such as EV chargers and heat pumps, to the network operators during pre-determined hours of the day.

The network companies would then be allowed to curtail electricity demand as needed to manage the network. Consumers who did not relinquish this control would face much higher network fees.

The reactions

Grid operators welcomed this proposal, which gave them full control to curtail consumer demand for electricity.

The leading consumer associations, however, swiftly opposed the proposals due to the onus they placed on consumers to declare the interruptible portion of their network capacity, the limitations to consumer choice, and the price increases if customers did not agree to curtailment.

Moreover, if consumers gave up control over their appliances, they would not be able to reap the financial benefits of other flexibility offerings at these times, such as time-of-use energy prices or demand-response programs. These retail energy services could also help balance the national grid and better integrate renewable energy.

Innovative retailers and the car industry sided with the consumer associations. German automakers, having finally embraced the rising demand for electric cars, opposed the new regulation because they felt it would make EVs less attractive. Following an intervention by the German Association of the Automotive Industry, the government withdrew the draft law.

Germany nearly stymied innovation

If the law had taken effect, Germany would have created a system that would have effectively limited further innovation.

Network operators would have informed consumers of the set blocks of time when they would have curtailed energy use and, if that did not sufficiently lower the system peak, the network companies would have had the green light to invest in more system infrastructure.

If the law had taken effect, Germany would have created a system that would have effectively limited further innovation.

More effective and less costly so-called non-wires solutions, such as time-of-use tariffs and residential demand response, would have no longer been considered and the network operator would have retained full control. This approach reflects a well-known German saying, “trust is good, control is better.”

From a system perspective, the draft law would have failed to incentivise innovation and efficient use of the existing infrastructure, measures effective at lowering costs. Indeed, the regulation would have led to exactly the opposite result – higher costs for all consumers in the long term.

If the general curtailment measures failed, network operators would simply invest in more infrastructure, leading to higher system costs.

Planning for success

So, without the law proposed by the ministry, will the networks collapse as a result of EVs? Field trials in Germany, which simulated a high share of EV home charging, indicate otherwise. Experience shows that actively engaging with stakeholders, especially consumers, delivers a better outcome with a higher chance of success.

There are many useful examples from other regions, including the UK and EU, that demonstrate the need for transparency when designing and implementing network regulations to manage EV charging. Germany, being the only country in the EU where the ministry sets the calculation methods for network tariffs, can learn from these processes.

In September, a new Federal Parliament will be elected, and with it a new government. Will the new lawmakers learn from the past and from other regions and favour efficient solutions for consumers? In other words, will they trust consumers to make the right choices regarding their energy use or will they stick with ‘trust is good, control is better’?

Treating consumers as partners, not controllable assets, can help the network operator grow into a cost-conscious service provider within an energy transition where the consumer can freely decide about their electricity usage and pay only for the costs directly incurred as a result.

‘Trust, not control’ will hopefully now ring beyond Germany and across Europe.

A version of this article originally appeared in Euractiv.

Drama aus dem wahren Leben: Lernen aus einer texanischen Tragödie

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Die Ereignisse am Strommarkt in Texas im Februar 2021 waren ein traumatisches Ereignis. Jedoch kann man eine Wiederholung verhindern, wenn man die Ursachen kennt. Wir wollen die wichtigsten Aspekte hervorheben.

So führten die Winterstürme zu Bedingungen, die möglicherweise seit 100 Jahren nicht mehr erreicht wurden. Ausnahmesituationen im US-amerikanischen Stromnetz sind in den letzten 25 Jahren allerdings mehrfach aufgetreten. Gemeinsam war ihnen, dass sie von Wetterereignissen ausgingen, von denen viele besser vorhersehbar waren als die jüngste Kaltfront.

Infolge der Tiefsttemperaturen kletterte die texanische Stromnachfrage am 14. und 15.2 2021 auf einen Spitzenwert von über 74 GW – verglichen mit einem „normalen“ Winter-Spitzenwert von etwa 55 GW. Das “extreme” Planungsszenario des texanischen Systembetreibers ERCOT ging von 67,2 GW aus. 74 GW sind also bis vor kurzem „unvorstellbar“ im Winter gewesen – aber sie sind typisch für die Lastspitzen in den Sommermonaten, die von ERCOT zuverlässig bedient werden. Entsprechend meldeten die Stromnetzagenturen (einschließlich der North American Electric Reliability Corporation – vergleichbar mit ACER) vor der Wintersaison 2020/2021 eine ausreichende Menge an verfügbaren Erzeugungskapazitäten, um den “extremen” Planungsfall ERCOTs von 67,2 GW zu bedienen. Das Problem: Auch ein Großteil dieser geplanten Erzeugungskapazitäten war in der aktuellen Spitzenlastsituation nicht verfügbar.

Warum? Der Ausfall von Erzeugungskapazitäten ist vielleicht der sichtbarste und dennoch am häufigsten falsch dargestellte Aspekt der texanischen Strommarkttragödie. Die relevante Ausgangsbasis ist der Versorgungssicherheitsplan, den ERCOT entwickelt hatte. Windkapazitäten machten nur einen kleinen Teil dieses Plans aus (2 GW im “extremen” Szenario), und obwohl einige eingefrorene Windturbinen ein Problem darstellten, betrug der tatsächliche Fehlbetrag gegenüber dem Planwert im Durchschnitt nur etwa 2-3 GW. Zudem übertraf die tatsächliche Winderzeugung das “extreme Ausfalls”-Szenario von ERCOT in allen bis auf wenige Stunden. Insofern waren die Ereignisse Ausfällen der vermeintlich zuverlässigen fossilen Kraftwerke geschuldet. Der ERCOT-Ressourcenplan enthielt etwa 74 GW thermische Erzeugung (57,7 GW im “extremen” Szenario); am 15.2 waren jedoch nur etwa 42 GW verfügbar. Die Kohleerzeugung lag bei 60% der geplanten Kapazität. Einer der vier Kernkraftwerke des Bundesstaates ging nach wenigen Stunden vom Netz, wahrscheinlich aufgrund eines unzureichenden Frostschutzes. Gaskraftwerke machten 55 GW der geplanten Ressourcen aus, aber nur 31 GW waren am 15.2 verfügbar (dieser Rückgang wäre in Deutschland damit vergleichbar, wenn sämtliche Gaskraftwerke auf einmal ausfallen würden). Gaskraftwerke waren für 80% des Fehlbetrags verantwortlich.

Unklar ist, wie viel der Nichtverfügbarkeit der Gaserzeugung auf das Einfrieren der Anlagen und wie viel auf Probleme bei der Brennstoffversorgung zurückzuführen ist. Die nordamerikanische Gasproduktion fiel während des Wintersturms um 21% und die Produktion in Texas um 45%, und das zu einer Zeit, in der die Gaslieferungen an Endkunden am 14. und 15.2 einen Rekord aufstellten. Die Bohrlöcher, Pipelines und Aufbereitungsanlagen an der Golfküste und im Westen von Texas, die wesentlichen Lieferquellen für texanische Gaskraftwerke, sind auf solche klimatischen Bedingungen nicht vorbereitet und wenig reguliert.

Neben den Stromausfällen, der Kälte in ihren Häusern und dem menschlichen Leid, das viele Menschen in und außerhalb von Texas ertragen mussten, gab es auch starke finanzielle Auswirkungen. Berichte über Einzelfälle, die mit unglaublich hohen Stromrechnungen konfrontiert wurden, waren häufig, aber die meisten texanischen Verbraucher sind durch längerfristige Lieferverträge abgesichert. Vielmehr werden die Auswirkungen auf viele Stromversorger katastrophal sein, auch könnten einige Erzeuger vor dem Ruin stehen. Versorger, die ihre vertraglichen Lieferverpflichtungen teilweise oder alleinig durch Käufe am Kurzfristmarkt abdecken mussten, haben aufgrund der extrem hohen Strombörsenpreise binnen weniger Tage Millionen-Verluste erlitten.

Welche Lehren müssen gezogen werden?

Sicherlich nicht, dass ERCOT einen Kapazitätsmarkt braucht. Wie bereits der Fall des PJM-Markts (im Osten der USA) während des Polarwirbels 2014 gezeigt hat, hätte ein Kapazitätsmarkt dies ebenso wenig vorhersehen können wie die derzeitigen Regelungen in Texas. Warum? Ein Kapazitätsmarkt kann zwar Lastabschaltungen unter einem Planungswert halten, würde aber Extremsituationen wie in Texas, also das gemeinsame Auftreten von überdurchschnittlich hohen Kraftwerksausfällen und unerwartet hohen Spitzenlasten nicht abdecken. ERCOTs Ziel-Reservemarge von 13,75% hat ausgereicht, um vergleichbare Sommerspitzen von 74 GW zuverlässig zu bedienen. Eine falsche Lehre wäre auch, dass erneuerbare Energien das Problem waren – die Variabilität von Windkraft war in den Versorgungssicherheitsstrategien realistisch eingeplant.

Auf Basis der Ereignisse wollen wir abschließend, über Texas hinausgehend, mehrere Empfehlungen abgegeben:

  1. Texas rangiert unter den US-Bundesstaaten auf Platz 29 bei der Energieeffizienz. Hohe Energieeffizienzstandards und effiziente Heizsysteme können sowohl den Energiebedarf bei Extremereignissen als auch die Geschwindigkeit, mit der Häuser unbewohnbar werden, reduzieren.
  2. Texas kann Erfolge bei der Mobilisierung flexibler Nachfrage vorzeigen. Diese trägt in den Sommermonaten wesentlich zur Versorgungssicherheit bei. Aber das extreme Winterwetter offenbarte die Begrenztheit eines Großteils der flexiblen Nachfrage (Klimaanlagen!) auf ein knappes Angebot bei kalten Temperaturen zu reagieren. Es sollte also nicht nur mehr flexible Sommer- sondern auch mehr flexible Winternachfrage ermöglicht werden.
  3. Der ERCOT-Markt ist darauf ausgelegt, gesicherte Reserven durch einen administrativen Knappheitspreismechanismus (die sogenannte ORDC) zu bezahlen. Dieser Mechanismus zeigt eine hohe Effektivität bei der Mobilisierung von Maßnahmen und Investitionen, um extremen Lastbedingungen zu begegnen. Doch ab einem bestimmten Punkt sind die angebots- und nachfrageseitigen Maßnahmen, die durch Knappheitspreise gefördert werden sollen, weitgehend erschöpft. Ab dann ist der Knappheitspreismechanismus nur noch schmerzhaft für die Versorger, ohne dass am Markt kurzfristig mehr Leistung zur Verfügung gestellt werden kann. Ein „Schutzschalter“ wie in Australien könnte die Funktionalität der ORDC erhalten und gleichzeitig ungewollte Folgen, wie sie in Texas vorgekommen sind, vermeiden.
  4. Genauso wie Kapazitätsmärkte auf eine genaue Bilanzierung zuverlässiger Kapazitäten angewiesen sind, gilt dies auch für den ERCOT-ORDC-Mechanismus; Regulierungsbehörden müssen klare Standards festlegen, was als zuverlässige Kapazität gilt (wie in diesem Vorschlag von NERC). Zudem sollten die Grenzen umsichtiger Versorgungssicherheitsplanungen erweitert werden, um die Auswirkungen des Klimawandels einzubeziehen.
  5. Unterm Strich handelte es sich in Texas um eine Ausnahmesituation, in der viele unerwartete Faktoren zusammenspielten. Dafür sind Strommärkte – egal welchen Designs, ob liberalisiert oder nicht, ob mit Kapazitätsmarkt oder ohne – in der Regel nicht ausgelegt. Eine kosteneffiziente Zusatzabsicherung über die in Texas implementierte ORDC hinaus kann mittels einer großzügigeren strategischen Reserve erreicht werden. Das Überdimensionieren eines markweiten Kapazitätsmechanismus wäre keine kosteneffiziente Lösung.
  6. Die hohe Abhängigkeit von der Gaserzeugung in Stromsystemen wie in Texas erfordert entweder eine stärkere Regulierung der vorgelagerten Gasindustrie oder eine Diversifizierung durch Maßnahmen wie Dual-Fuel-Fähigkeit der Kraftwerke mit Flüssigbrennstofflagerung vor Ort.
  7. ERCOT ist elektrisch vom US-amerikanischen Stromnetz isoliert. Auch wenn tendenziell gleichzeitige Höchstbelastungen in benachbarten Netzen die Frage aufwerfen, wie hilfreich eine stärkere Integration gewesen wäre, sollten die Vorteile einer stärkeren Verknüpfung mit den östlichen und westlichen Verbundnetzen der USA untersucht werden. So profitiert das europäische Stromverbundsystem sehr stark von geographischen Ausgleichseffekten. Im Hinblick auf den Einsatz von Windenergie können durch Marktintegration von Ländern mit grundlegend unterschiedlichen Wetterregimen starke Vorteile durch einen geringeren Flexibilitätsbedarf und eine höhere Versorgungssicherheit erzielt werden.

Eine Version dieses Artikels erschien in Euractiv.

Dr. Christian Redl ist Projektleiter European Energy Cooperation und Philipp Litz Projektleiter bei Agora Energiewende.

Image: Ralph Lauer, U.S. Environmental Protection Agency.

E-Mobilität braucht Reform der Netzentgelte

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Wenn die Elektromobilität in Deutschland ein Erfolg werden soll, muss ihre Einbindung ins Stromnetz von Anfang an mitgedacht werden. Bisher fehle ein schlüssiger Ansatz dazu.

Alle reden vom Hochlauf der Elektromobilität. Bis 2025 sollen zwei bis drei Millionen elektrisch betriebene Fahrzeuge in Deutschland zugelassen sein. Geladen werden sollen sie daheim, am Arbeitsplatz, an halböffentlichen oder an öffentlichen Schnellladepunkten. Damit die Infrastruktur steht, wenn die Fahrzeuge in Masse kommen, wird die Aufstellung von Ladepunkten gerade üppig gefördert.

Doch nicht nur Quantität zählt für den Markthochlauf der Elektromobilität, auch die kostengünstige Einbindung der E-Autos in die Stromnetze muss von Beginn an mitgedacht werden. Ein Hindernis für die Entstehung kostengünstiger Ladelösungen sind im Moment die hohen Netzkosten für den Betrieb der Ladepunkte.

Anbieter stehen vor der Herausforderung, trotz hoher Betriebskosten bei noch geringen Nutzungsraten rentabel werden zu müssen. Dass das Laden dabei für die Endkunden teuer werden kann, zeigt die jüngste Entwicklung der Preise für das Schnellladen an Autobahnen. Notwendig für den Erfolg der Elektromobilität ist daher auch eine Reform der Netzentgelte, die den Betriebskosten der Ladeinfrastruktur zugrunde liegen.

Noch nimmt kein Ansatz die Verbraucher ernst

Bei den privaten Ladepunkten wird meist der unattraktive und unflexible Haushaltstarif genutzt. Zwar bietet das Energiewirtschaftsgesetz E-Fahrzeugen als „steuerbare Verbrauchseinrichtungen“ Nachlässe bei den Netzentgelten. Der veraltete Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetzes lässt aber Kostenoptimierung durch preisbestimmtes und kundenorientiertes „Smart Charging“ völlig außer Acht. Diese Einsparungen bieten daher nur einen mäßigen Anreiz für die Kunden und werden kaum zur Systemoptimierung beitragen.

Sollten die derzeitigen Überlegungen tatsächlich zu den sogenannten bedingten und unbedingten Bestellleistungen umgesetzt werden, wird die Situation nicht wirklich besser. Denn falls Haushalte – insbesondere solche mit Elektroautos – zukünftig ihre Netzanschlusskapazität nach unbedingter und unterbrechbarer Leistung bestellen müssen, damit die Verteilnetzbetreiber ein Instrument zur Glättung der Spitzenlasten haben, wird das heimische Laden komplizierter. Ob oder für wen dadurch Kosten sinken, steht zudem noch infrage.

Was fehlt, ist ein kostenoptimaler und systemdienlicher Ansatz, der die Ansprüche der Verbraucher an Flexibilität in der Nutzung sowie an Kosten- und Datentransparenz ernst nimmt. Die Verbraucher haben erkannt, dass sie einen Beitrag für ein solches kostenoptimiertes System liefern können und fordern daher eine entsprechende zeitvariable Bepreisung, von der auch sie profitieren können.

E-Auto-Laden an weitere Geschäftsmodelle koppeln

Beim sogenannten halböffentlichen Laden, also an öffentlich zugänglichen Ladepunkten auf privatem Grund, sind Kunden auf die Nutzung der Flächen und Netzanschlüsse des Supermarktes, des Parkhausbetreibers und des Arbeitgebers angewiesen. Das ermöglicht günstige Ladelösungen: Die Kosten des Stromnetzes sind hier beherrschbar, da private Betreiber ohnehin bestehende Netzkosten beispielsweise durch Lademanagement optimieren können, indem sie die Flexibilität des Ladens über längere Standzeiten nutzen.

Das Laden von E-Fahrzeugen kann auch durch Kopplung an weitere Produkte optimiert werden, zum Beispiel an die Kosten des Parkens an sich, an den Arbeitslohn oder Einkäufe. Entsprechend entwickeln sich in diesem Bereich bereits einige private Business-Konzepte. Um darüber hinaus allen E-Autofahrern uneingeschränktes Laden zu ermöglichen, ist es allerdings wichtig, auch ein öffentliches Laden ohne gekoppelte Produkte zu realisieren.

Tatsächlich ist das öffentliche Laden jedoch wirtschaftlich schwierig darstellbar, insbesondere wenn es um das Schnellladen mit hohen Leistungen geht. Aus Sicht der Betreiber liegt der ökonomische Vorteil des Schnellladens darin, dass die Kosten für die flächendeckende Infrastruktur des Laternenparker-Ladens begrenzt werden können. Für private Schnelllader, und insbesondere für den stark wachsenden Ridesharing- und Ridepooling-Markt, braucht es eine verlässliche Anzahl von schnellen Ladepunkten mit attraktiven und transparenten Preisstrukturen, die dennoch die Kosten des Netzes widerspiegeln sollen.

Davon sind wir jedoch weit entfernt. Netznutzungsentgelte für sogenannte leistungsgemessene Abnahmestellen – zum Beispiel eine Schnellladestation – werden heute maßgeblich über den Leistungspreis abgerechnet. Da es sich dabei im Regelfall um die jährlich auftretende Spitzenleistung handelt, ist diese unabhängig davon, ob ein Fahrzeug oder 10.000 Fahrzeuge geladen werden. Die so entstehenden Fixkosten liegen je nach Verteilnetz in der Mittelspannung, in der die Schnellladestationen meist angeschlossen werden, bei einer Ladeleistung von 350 Kilowatt zwischen 1.500 und 13.000 (!) Euro im Jahr, zuzüglich Kosten für die Messung von 300 bis 400 Euro.

Netzpreisstruktur behindert wirtschaftlichen Ladesäulenbetrieb

Hohe Kosten durch die Netzentgelte gibt es dabei insbesondere in den ländlichen Netzen. Offensichtlich spiegeln diese sich auch in den Tarifen kommerzieller Schnellladeanbieter wider: Die Kosten betragen bis 80 Cent pro Kilowattstunde. Zum Teil liegen sie sogar über den heutigen Benzinpreisen. Nur wenn von Beginn an tausende Ladevorgänge pro Jahr an jeder „Tankstelle“erfolgen, lässt sich ein geringerer Netzpreis darstellen.

Anders ausgedrückt: Die aktuelle Netzpreisstruktur wird einen wirtschaftlichen Betrieb der Ladesäulen – eine Schlüsselbedingung für den Markthochlauf der Elektromobilität – eher behindern als fördern. Und das insbesondere auf dem Land, wo Menschen in der Regel stärker auf das (E-)Auto angewiesen sind. Frappierend daran ist, dass diese Preisstruktur nicht der Kostenstruktur der Netze entspricht. Engpässe in den Netzen treten punktuell und zeitlich begrenzt auf. Nur wenn damit ein Netzausbau notwendig wird, sind diese Kosten berechtigt. In der ganz überwiegenden Anzahl der Stunden des Jahres ist dies jedoch nicht der Fall.

Ohne angepasste Netzentgelte, die attraktive Schnellladestationen und -tarife ermöglichen, wird sich das Laden mittelfristig auf halböffentliche und private Ladepunkte konzentrieren. Mit der Folge, dass sich der Hochlauf der Elektromobilität erschwert und der Investitionsbedarf steigt.

Kalifornien und Dänemark gehen voran

Das aus der aktuellen Struktur der Netzentgelte resultierende Problem besteht jedoch nicht nur hierzulande. Die Regulierungsbehörden in den USA (Kalifornien) und ebenso in Dänemark haben den Handlungsbedarf erkannt und überarbeiten die Preisstruktur der Netzentgelte. Mit neuen, zeitvariablen Netztarifen fördert Dänemark gezielt die kostengünstige Einbindung der Elektromobilität in die Stromnetze und erleichtert den Aufbau einer rentablen Ladeinfrastruktur.

In beiden Ländern setzt man verstärkt auf die Finanzierung der Netzkosten durch Arbeitspreise, also Kosten für die entnommene Energiemenge, die zeitlich differenziert wird. Da die Knappheiten insbesondere am Abend, vor allem im Winter, auftreten, sind dann wesentlich höhere Netzbeiträge zu entrichten, die übrigen Stunden aber deutlich günstiger zu nutzen.

Für den Aufbau der Elektromobilität in Deutschland bedeutet das, über ein bloßes „Mehr“ an Ladepunkten hinaus zu denken, um ihren Betrieb wirtschaftlich und die Nutzung für Kunden attraktiv zu machen. Dazu gehört eine schnelle Reform der Netzentgeltstrukturen, um den Markthochlauf nicht ohne Grund zu verteuern oder sogar zu behindern. Sonst werden sich Verbraucher kaum für die Elektromobilität begeistern.

Eine Version dieses Artikels erschien in Tagesspiegel BACKGROUND.

Emissionspreise sind nicht alles

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Preise für Emissionen sind nicht alles, vielmehr ist die sinnvolle Verwendung der Einnahmen entscheidend. Schlüssig belegt ist, dass Energieeffizienzprogramme gut abschneiden. Auch das Ordnungsrecht – zum Beispiel Mindeststandards – helfe bei der Einhaltung der Klimaziele.

Das Klimapaket der Bundesregierung ist derzeit in aller Munde. Wie auch die darin vorgesehenen Maßnahmen, die zur Erreichung der für 2030 zugesagten Emissionsminderungen von vielen als unzureichend betiteltet werden. Ein genauer Blick auf die Emissionspreise und die damit zu erzielenden Wirkungen zeigt, dass es ungenutzte Chancen gibt, die jenseits des Preisniveaus zu finden sind. Der für alle Verbraucher wichtigste Hebel basiert auf der Investition der Emissions-Erlöse in wirksame Energieeffizienzprogramme.

Ökonomisch betrachtet ist eine Emissions-Bepreisung in der Höhe notwendig, die einen Umstieg auf andere Technologien oder die Vermeidung von Emissionen in den einzelnen Sektoren anreizt. Die mit dem Klimapaket anvisierten Preishöhen von 10 bis 35 Euro pro Tonne CO2 adressieren weder Verhaltens- und damit einhergehende Emissionsminderung noch die langfristig notwendigen Investitionen im Verkehrs- und Gebäudesektor im ausreichenden Maße. Daher sind die kritischen Reaktionen verständlich.

Zu bedenken ist aber, dass selbst niedrige Emisisonspreise sehr große Wirkung entfalten können, wenn die Einnahmen effektiv eingesetzt werden. Das heißt, die staatlich erzielten Erlöse müssen für Investitionen mit einer größeren Emissionsminderung eingesetzt werden, als sich durch die Bepreisung der Emissionen erzielen lässt. In Großbritannien hat eine Untersuchung dargelegt, dass eine dreiprozentige Strompreiserhöhung sieben- bis neunmal mehr CO2-Einsparungen bewirkte als der alleinige Emissionspreiseffekt ermöglicht hätte, da die Einnahmen in Energieeffizienzprogramme investiert wurden.

Ansatz in den USA bei Demokraten und Republikanern beliebt

In der Regional Greenhouse Gas Initiative, dem Emissionshandel von zehn US-Ostküstenstaaten, kommt man zu sehr ähnlichen Schlussfolgerungen. Die betroffenen Kraftwerksemissionen konnten hier auch bei niedrigen CO2-Preisen (5,2 bis 5,6 US-Dollar pro Tonne in 2019) erfolgreich reduziert werden. Dieser Erfolg beruht maßgeblich darauf, dass 55 Prozent der Mittel für Energieeffizienzmaßnahmen verwendet und darüber die kostengünstigsten Emissionsminderung zuerst adressiert wurden. Im Ergebnis wird die jährliche 2,5-prozentige Absenkung der CO2‑Obergrenze bis 2030 erreicht, die Verbraucher aber einem geringeren Preisniveau ausgesetzt sind als im europäischen Emissionshandel. Entsprechend sind diese Investitionsprogramme sowohl bei demokratischen als auch bei republikanischen Gouverneuren beliebt.

Die im deutschen Klimapaket vorgesehene Erhöhung der Pendlerpauschale ist hingegen wenig geeignet, Emissionen zu mindern, noch ist sie ein wirksames Instrument, um die sozialen Aspekte der Emissions-Bepreisung anzugehen. Sofern es sich bei diesen Pendlern tatsächlich um Verbraucher mit geringem Einkommen handelt, wären Investitionsanreize in Mobilitätsalternativen oder gezielte Hilfen für deren Wohngebäude – in Form von energetischen Sanierungen oder sparsamer Verbrauchsgeräten – der effektivere Weg.

Denn Haushalte mit niedrigem Einkommen geben einen höheren Anteil ihres Einkommens für den Konsum aus. Dadurch wirkt sich bei diesen Haushalten jede Verbrauchsteuer stärker auf ihr verfügbares Einkommen aus als bei Haushalten mit höherem Einkommen. Damit die Emissionskosten für diese Kunden nicht zum Bumerang werden, sind gerade hier Investitionshilfen geboten.

Lenkung über Preise wird politisch selten durchgehalten

Aus sozialpolitischen Gründen wird in Deutschland deshalb eine Rückerstattung der Einnahmen an die Bürger diskutiert, auch wenn dies im derzeit vorliegenden Vorschlag der Bundesregierung nicht der Fall ist. Theoretisch wäre dies ein effizienter Weg zur Verringerung der Emissionen, der auch die Kosten für die Verbraucher insgesamt begrenzt.

Bei einer Pro-Kopf-Rückverteilung werden jedoch Chancen vergeben, direkt auf die Emissionsminderung hinzuwirken, bei denen Geringverdiener eine größere Unterstützung benötigen. Da zudem Erfahrungen zeigen, dass die Lenkung über Preise politisch kaum durchgehalten wird, bleiben diese meistens zu niedrig, um das Investitions- oder Nutzungsverhalten im notwendigen Maße zu ändern. Folglich steigen vornehmlich die Verbraucherkosten, ohne jedoch die Ziele zu erreichen.

Um energiearmen Haushalten und Familien in energetisch ungünstigen und gesundheitlich nachteiligen Wohnungen gezielt zu helfen, sollte vielmehr die Energieintensität und Qualität dieser Häuser dauerhaft verbessert werden. Investitionsanreize in Verbindung mit dem stärkeren Ordnungsrecht, beispielsweise über Mindeststandards, haben sich hierfür als Erfolgskonzept erwiesen. Neben der dauerhaft verringerten Energierechnung wird so auch Lebensstandard und Gesundheitssituation für diese Menschen verbessert.

Energieeffizienzprogramme sind der Schlüssel für einen kostengünstigen und sozial ausgewogenen Weg, um die Emissionsziele zu erreichen. Auch mit einem niedrigen oder gemäßigten Preisniveau lassen sich die Minderungsziele erreichen, sofern die Verwendung der Gelder optimal erfolgt. Entsprechend weist das Klimapaket großen Verbesserungsbedarf auf. Dieser scheint jedoch im politischen Konsens möglich – sofern man den notwendigen Gestaltungswillen dafür aufbringt.

Eine Version dieses Artikels erschien in Tagesspiegel BACKGROUND

A Trans-Atlantic Take on Building Efficiency: Lessons from Germany and New England

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Despite being an ocean apart, Germany and New England are similar in many respects. More than 75% of energy used for residential heat in both places relies on natural gas or heating oil. And both have adopted ambitious energy and climate goals — Germany committing to cutting carbon emissions from buildings by two-thirds below 1990 levels by 2030, and the New England states largely adopting targets calling for reductions in the range of 70-80% below 1990 levels by 2050. Both are also global leaders in energy efficiency, evident in their similar transition away from fossil fuel heating.

In our recent paper, Decarbonizing heat in buildings – A comparison of policies in Germany and New England, RAP explores the similar approaches adopted in these jurisdictions to retrofit existing building stock with low-carbon heating technologies and upgrade building energy performance.

We start out by recognizing the importance of policy support for decarbonizing building heating — first, because most of the buildings in New England and Germany that will be occupied in 2050 have already been built; and second, because this activity, by its nature, will be disruptive for building occupants, subject to high transaction costs and relatively expensive.

Policy Approaches

Both Germany and the New England states have deployed a variety of policy approaches to drive decarbonization of space heating. Described in detail in the paper, they include:

  • Building codes: European Union Member States must establish national building codes set by the EU’s Energy Performance of Buildings Directive. Builders in the New England states likewise must meet building energy performance specified by the International Energy Conservation Code for residential buildings. Germany and one of the New England states, Maine, have also adopted time-of-sale energy performance disclosure standards for buildings. Furthermore, a number of New England states have adopted voluntary net-zero energy building standards.
  • Appliance standards: Heating systems in Germany are subject to EU regulation under the Ecodesign Directive, which sets minimum performance standards for boilers and heat pumps. The U.S. Department of Energy and the Environmental Protection Agency periodically update appliance standards for furnaces and water heaters, enabling purchasers in the New England states and elsewhere to capture significant energy savings. The U.S. Department of Energy’s standards require appliances to meet certain efficiency levels, while the Environmental Protection Agency’s voluntary Energy Star program encourages even greater efficiency.
  • Weatherization programs: Every major study of pathways for heat decarbonization demonstrates the need for substantial improvements in building shell integrity. Germany’s most prominent and long-standing building energy efficiency finance efforts are administered by the public bank Kreditanstalt für Wiederaufbau, which provides low-interest loans and grants for energy-efficient refurbishment and construction, including projects designed to integrate with the latest building codes. The New England states are supported by the federal Weatherization Assistance Program (WAP), which enables low-income families to reduce their energy bills by making their homes more energy-efficient. A number of New England states have developed programs to augment or reinforce low-income WAP funding and expand building refurbishment efforts.
  • Low-carbon and renewable heating programs: International experience shows that replacing fossil fuel-based heating with low-carbon alternatives can also stimulate demand for both heat pumps. Germany’s Market Incentive Program is the central funding mechanism for expanding the use of renewable energy in the building sector, and for including technologies like heat pumps. New England states have also promoted electrification by providing incentives for heat pumps with other energy efficiency measures.
  • Energy efficiency resource standards: Energy efficiency resource standards (EERS), or “energy efficiency obligations” as they are known in Europe, set savings targets that retail distributors of electricity or natural gas must meet, and have contributed to significant carbon emissions reductions in the New England states. An EERS typically requires an annual percentage reduction or cumulative reduction of energy over a given time period, whether measured in kilowatt hours for electricity or therms for natural gas. Greater adoption of electrification, however, which increases electricity use while decreasing carbon emissions, may require these metrics for EERS to be revised.
  • Carbon revenue recycling: Secure funding of building decarbonization programs is one key to ensuring their effectiveness. Germany and nearly all of the New England states allocate over half of the carbon allowance auction revenues from their cap-and-trade programs to cost-effectively support end-use energy efficiency and decarbonization goals. Germany’s revenues come from the European Union’s Emissions Trading System, while New England participates in the Regional Greenhouse Gas Initiative. Both places have found that this investment yields multiple dividends: securing additional emissions reductions, lowering economic and societal decarbonization costs, providing a wide range of non-energy benefits (including improvements in health, comfort, air quality, public housing and welfare costs, job creation and economic growth), and supporting the political processes associated with tightening the emissions cap.

Lessons learned

One key insight in Decarbonizing Heat in Buildings is that retrofitting buildings for energy and carbon reductions is challenging because it depends on affirmative decisions made by millions of individuals, most of whom actually live in the buildings that require improvement. Many market barriers must be overcome, so well-designed, customer-focused programs are needed. Even the best programs have to address information needs, trust issues, financing, and quality assurance issues.

The use of carbon revenues to fund building efficiency programs makes sense, and experience in both regions is positive, supporting, for example, pivotal low-interest loan programs for driving deep retrofits in Germany. The explicit link to building codes is a forward-looking approach to policy integration. Energy efficiency resource standards in Europe and New England are also a key policy instrument. With revision, they can readily encourage electrification and will continue to be one of the most effective and economically efficient ways of funding end-use energy efficiency.

Both regions recognize the importance of policy continuity and innovation to support the market for low-carbon heating. Both end-use customers (building owners) and efficiency and heating contractors need stable programs and funding in order to identify, plan, market, and deliver renovations. Germany and New England have long-standing policies and long-term targets for decarbonization in place, but policy innovation is required to reap the benefits of efficiency programs as technologies and markets continue to evolve. The improving capabilities of heat pumps is a prime example, but by no means the only one. Not surprisingly, Germany and New England have both modified their policies over time to account for technological improvements.

Finally, Decarbonizing Heat in Buildings draws several conclusions regarding electrification. First, electrification requires a holistic approach to designing building codes and appliance standards. Electrification also requires programmatic assistance to retrofit heating appliances. Experience in both Germany and New England shows that, without this support, uptake rates remain low. These lessons will be valuable not only for policymakers in New England and Germany, but also for those working on policy design and implementation elsewhere.

A version of this article was originally published by Northeast Energy Efficiency Partnerships. 

Drei Strategien zur Integration von E-Fahrzeugen

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Elektrofahrzeuge bieten erhebliche wirtschaftliche und ökologische Vorteile, damit sind sie ein wesentlicher Bestandteil einer sauberen Mobilität und der Verkehrswende. Ob diese Vorteile tatsächlich realisiert werden, hängt jedoch davon ab, wie optimal E-Autos in unsere Stromnetze eingebunden werden. Gelingt die Netzintegration, profitieren nicht nur Nutzer der E-Autos, sondern alle Stromkunden.

Elektrofahrzeuge sind nicht nur weniger umweltbelastend als herkömmliche Autos, sondern können flexibel aufgeladen werden, wenn dies für das Netz vorteilhaft ist – zum Beispiel dann, wenn überschüssiger Wind- und Solarstrom verfügbar ist, und wenn der Bedarf an Elektrizität gering ist.

Unsere neue RAP-Studie „Start with smart“ analysiert vielversprechende Ansätze aus Europa und den Vereinigten Staaten, die diese Flexibilität optimal nutzen. Im Ergebnis sind drei Komponenten für eine kosteneffiziente Netzintegration von E-Fahrzeugen entscheidend: zeitvariable Preisgestaltung, intelligente Technologie und netzdienliche Infrastruktur.

Zeitvariable Preisgestaltung hilft Verbrauchern und dem Netz

Dynamische, also zeitlich variable Preise für die Energieversorgung und die Nutzung des Netzes helfen Verbrauchern, ihre Elektrofahrzeuge intelligent aufzuladen, das heißt zu Zeiten, in denen die Kosten für die Erzeugung, Lieferung und Netznutzung von Elektrizität gering sind. Dies wird in Zukunft unumgänglich werden, denn aus ersten Untersuchungen wissen wir, dass E-Auto-Besitzer ihre Fahrzeuge ohne solche Anreize vor allem dann laden, wenn die Stromnachfrage bereits hoch ist. Das erhöht mittelfristig die Spitzennachfrage und führt zu höheren Kosten für alle Stromkunden.

Dynamische Strompreise können unterschiedlich gestaltet werden. Schon eine einfache zeitliche Differenzierung, beispielsweise über niedrigere Preise für festgelegte Nachtstunden, bringt erhebliche Vorteile für das Stromsystem – und Kostenersparnis für die Kunden. In Spanien hat Iberdrola beispielsweise einen E-Auto-Tarif (Stromkomponente) eingeführt, der in den Nachtstunden 80 Prozent Nachlass gegenüber dem Haushaltstarif und damit Einsparungen von fast 170 Euro im Jahr bietet.

Heute sind die Stromnetze nur wenige Stunden pro Tag gut ausgelastet. Smartes Laden von E-Autos könnte also gut über die bestehende Infrastruktur erfolgen. Die Netzentgelte bieten dafür in Deutschland jedoch kaum Anreize, da sie pauschal, also ohne zeitliche Differenzierung oder zunehmend als Grundgebühr erhoben werden. Vielversprechender ist dagegen der Ansatz des dänischen Netzbetreiber Radius, der ein zeitlich abgestimmtes Laden anreizt: Privat- und Gewerbekunden zahlen in den Wintermonaten für die Netznutzung von 17 bis 20 Uhr einen Aufpreis.

In Deutschland werden vergünstigte und netzdienliche Netztarife bisher nur mit der Einstufung von E-Fahrzeugen als „steuerbare Verbrauchseinrichtungen“ ermöglicht. Unter der Voraussetzung eines separaten Zählers verlangen Netzbetreiber wesentlich geringere Arbeitspreise als im Haushaltstarif, meistens auch ohne Grundpreis. Als Gegenleistung darf der Netzbetreiber das Laden außerhalb definierter Nachtstunden unterbrechen. Laut Bekundungen einzelner Netzbetreiber würde diese Regelung jedoch nur selten genutzt. Vermutlich auch, da die Kunden kurzfristig nicht daraus ausscheren können und sich damit beschränkt fühlen – trotz entsprechender Zahlungsbereitschaft. Wie wir feststellten, geht Deutschland hier einen Sonderweg, der zwar die Netz- und Systemsicht widerspiegelt, die Kundenwünsche aber weniger berücksichtigt, als es mit zeitlichen Bepreisungen möglich wäre.

Intelligentes Laden erfordert intelligente Technologien

Wie Pilotprojekte zeigen, kann der Einsatz von intelligenten Technologien die Vorteile von intelligentem Laden verstärken, insbesondere, wenn diese mit zeitvariablen Stromtarifen kombiniert werden. Intelligente Ladetechnik reicht von intelligenten Zählern, die den Energieverbrauch eines Kunden in Echtzeit anzeigen, bis hin zu automatisch gesteuertem Laden basierend auf Preissignalen – in der eigenen Garage, in der Ladestation, im Stromkabel oder auch im Auto selbst. Entscheidend ist daher: Je mehr die Technologie anspruchsvollere zeitabhängige Tarife unterstützt, desto besser kann die Netznutzung optimiert und können die Kosten gesenkt werden. Dies ist nicht nur für die Verringerung der Spitzenlast wichtig, sondern auch, um mehr Erneuerbare Energien durch eine flexiblere Nachfrage lokal zu integrieren. Kombiniert werden diese Vorteile zum Beispiel in der Lade-App Jedlix, die den optimalen Zeitpunkt für das Laden von Elektrofahrzeugen bestimmt und dabei sowohl die geplanten Fahrzeiten als auch die Netzkapazitäten, die Strompreise und die Verfügbarkeit Erneuerbarer Energien berücksichtigt.

Eine netzdienliche Ladeinfrastruktur senkt Kosten der E-Mobilität

Die dritte Strategie für eine kosteneffiziente Netzintegration von E-Fahrzeugen ist die netzdienliche Planung der Ladeinfrastruktur. Standorte werden verschiedene Arten des Ladens priorisieren müssen, wie das Laden am Arbeitsplatz, für Zustelldienste oder elektrische Stadtbusse. Ansätze aus den USA, Kanada und Großbritannien zeigen, dass Energieversorger zusammen mit Netzbetreibern und Verkehrsplanern Ladestandorte identifiziert haben, die sowohl Mobilitätsbedürfnisse als auch die vorhandene Netzkapazität in Städten und an Autobahnen einbeziehen. In städtischen Gebieten mit begrenzter Fläche werden auch kombinierte Park- und Ladelösungen angedacht, die vorhandene Straßenmöbel wie Lichtmasten verwenden. Wenn schnelles Laden an den Kosten des Netzausbaus scheitert, bieten sich batteriegestützte Schnellladestationen an, die in Norwegen schon erprobt sind und in Deutschland derzeit getestet werden.

Start with smart: Drei Strategien zur Integration von E-Autos ins Stromnetz

In den nächsten Jahren wird die Anzahl von Elektrofahrzeugen steigen. Erfahrungen von Verbrauchern, Unternehmen und Städten zeigen, dass dynamische Tarife, intelligente Technologie und netzdienliche Infrastruktur sowohl die Energie- als auch die Verkehrswende am effektivsten voranbringen können – auch in Deutschland.

Eine Version dieses Artikels erschien in Tagesspiegel BACKGROUND.

Eine englische Version dieses Artikels erschien in FORESIGHT Climate & Energy.

Deutschland muss endlich den europäischen Strommarkt unterstützen

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Der EU-Energiebinnenmarkt würde enorme Werte schaffen. Verbraucher könnten von Milliardeneinsparungen profitieren, Jahr für Jahr. Doch die Nationalstaaten blockieren. Insbesondere Deutschland muss endlich seiner Verantwortung als zentrales Bindeglied im europäischen Stromnetz nachkommen, fordern Philip Baker und Andreas Jahn vom Regulatory Assistance Project (RAP) in ihrem Standpunkt.

Die aktuell in Brüssel verhandelten Vorschläge des Europäischen Rates zum Energiebinnenmarkt schwächen den von der Kommission vorgelegten Entwurf des Clean Energy Packages massiv. Die Vorschläge könnten zum Nachteil der europäischen Bürger und Stromkonsumenten sogar Praktiken legalisieren, die heute nicht erlaubt sind. Deutschland ist dabei eine der treibenden Kräfte.

Das von der EU-Kommission Ende 2016 vorgelegte „Clean Energy for all Europeans“-Paket will über drei Pfade (Kosten-)Vorteile für die Verbraucher realisieren: über die Erhöhung der Verbindungskapazitäten, die den (bisher nationalen) Märkten zur Verfügung stehen, über einen stärkeren regionalen Ansatz für die Ressourcenvorhaltung und über eine regionalisierte Bilanzierung.

Damit soll durch die besser genutzte Infrastruktur der gemeinschaftliche Ansatz gestärkt und Investitionen in nicht benötigte Erzeugungskapazitäten sollen vermieden werden. Diese Regionalisierung soll die Risiken besser bündeln und die geografische Vielfalt nutzen. Das heißt, die Auslastung der vorhandenen sowie der Investitionsbedarf in neue Erzeugungskapazitäten können über eine größere Region optimiert werden, sodass für die europäischen Verbraucher erhebliche Kosteneinsparungen möglich sind.

Die Schätzungen von Booz & Company für die EU-Kommission zeigen beispielsweise, dass die Wohlfahrtsgewinne durch die vollständige Integration der europäischen Strommärkte – teilweise sind diese schon durch die heutige Marktkopplung erreicht – bis 2030 im Bereich von 16 bis 43 Milliarden Euro pro Jahr liegen können. Der größte Mehrwert wurde und wird dabei auch zukünftig durch die Senkung der Stromgroßhandelspreise zu erzielen sein.

Engpässe werden an die Grenzen verschoben

Eine Analyse der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER) aus dem vergangenen Herbst zeigt jedoch, dass insbesondere in der zentral-westeuropäischen Region derzeit nur etwa ein Drittel der realistisch verfügbaren grenzüberschreitenden Kapazität für den Markt zur Verfügung stehen. So begrenzt Deutschland beispielsweise die Importe aus den Niederlanden auf etwa 12 Prozent der verfügbaren Verbindungskapazitäten, während die Niederlande 83 Prozent in die entgegengesetzte Richtung zulassen.

ACER zeigt, dass diese reduzierten (und unterschiedlichen) Kapazitäten ein Effekt der weitverbreiteten Praxis sind, die bestehenden internen, also nationalen Netzengpässe an die Grenzen zu „verschieben“. Dies ist insbesondere bemerkenswert, da es sich um eine Begrenzung des grenzüberschreitenden Warenverkehrs handelt, um die Interessen eines Mitgliedstaats zu schützen – eine Praxis, die in keinem anderen europäischen Marktsegment toleriert werden würde.

Das heute schon bestehende EU-Recht (Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009) wird durch den Artikel 14 des Kommissionsentwurfs verstärkt, der die Interessen der europäischen Stromverbraucher in Summe und nicht die Interessen eines einzelnen Mitgliedstaats schützen soll. Wichtig wäre daher eine Durchsetzung dieses „Verschiebeverbots“. Will ein Mitgliedstaat davon abweichen, sollte er nachweisen müssen, dass ansonsten die Versorgungssicherheit beeinträchtigt werden würde oder die Kosten den regionalen Nutzen übersteigen würden.

Der EU-Rat hat nun jedoch vorgeschlagen, die dem Markt angebotene Verbindungskapazität linear zu erhöhen. Ausgehend von der Kapazität, die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens angeboten wird, soll diese bis spätestens 2025 linear auf 75 Prozent erhöht werden. Zum einen ist dieser Vorschlag recht willkürlich gewählt und fällt sogar hinter die bestehende Rechtslage zurück. Zum anderen generiert er einen Anreiz, mit einem niedrigen Ausgangsniveau in die Übergangsphase zu starten und somit die Mehrwerte des gemeinsamen Energiemarktes für die Verbraucher mindestens hinauszuzögern.

Nichtdestotrotz würde eine verbindliche 75 Prozent-Kapazitätsfreigabe im Jahr 2025 dazu führen, dass die Redispatch-Kosten (inklusive Einspeisemanagement) in Deutschland massiv steigen. Dies gilt selbst bei einem optimalen Nord-Süd-Netzausbau und einem verringerten Zubau von Windkraftanlagen im Norden. Sollte Deutschland nicht zwischenzeitlich eine Anpassung der heutigen nationalen Strompreiszone an die europäischen Gegebenheiten einleiten, kann das auch zum Bumerang werden, der die öffentliche Unterstützung der Energiewende in Gefahr bringt.

Kurzfristig gibt es Maßnahmen, die die Systembetreiber anwenden können, um die Kosten für die bisherige nationale Gebotszone zu mindern. Dazu gibt es Beispiele aus anderen Ländern wie Großbritannien und weitestgehend anerkannte Sofortmaßnahmen, wie beispielsweise von Agora Energiewende dargelegt. Aus europäischer Sicht wird entsprechend häufig die Frage aufgeworfen, warum ein solch großes und relevantes Flächenland wie Deutschland diese Maßnahmen noch nicht umgesetzt hat?

Nichtdestotrotz hilft dies nur, wenn Deutschland sich darüber hinaus den Folgen seiner nationalen Energiepolitik stellt. Vom gemeinsamen Europa zu profitieren, heißt auch, sich an der zu tragenden – und mitverursachten – Last zu beteiligen. Anderenfalls könnte man Deutschland zumindest unterstellen, eine Gefährdung der gemeinsamen, europäischen (Energiewende-)Politik billigend in Kauf zu nehmen.

Die skandinavischen Länder haben reagiert

Heute treten die deutsche Regierung und die deutschen Übertragungsnetzbetreiber in Brüssel maßgeblich für eine nationale Gebotszone ein, ohne die Folgen für die anderen Staaten oder die Alternativen ernsthaft abzuwägen. Denn durch die geografische Ausdehnung Deutschlands innerhalb Europas kommt uns eine besondere Verantwortung im Verhältnis zu unseren Nachbarn zu, da unser Handeln dort starke Auswirkungen hat.

Faktisch heißt das, solange bessere Windverhältnisse oder Gasbezüge in Norddeutschland automatisch höhere Gewinne für die Investoren bedeuten als ein Engagement in Süddeutschland, wird der Engpass im hiesigen Übertragungsnetz auch mit größten Ausbauanstrengungen nicht zu beseitigen sein. Zudem werden mit diesem nationalen Fokus günstigere, regionale Erneuerbare-Energien- und Netzoptionen benachteiligt, wenn nicht gar ausgeschlossen.

Auch die skandinavischen Länder haben ihre Strompreiszonen aufgrund der europäischen Anforderungen neu geordnet und entlang der physikalischen Gegebenheiten organisiert. Eine Weigerung Deutschlands aufgrund der damit gefährdeten Liquidität des nationalen Stromgroßhandels mutet dabei kaum wie die Position eines progressiven EU-Mitgliedstaates an.

Auch Deutschland und die neue Regierung sollten sich dabei bewusst sein, dass es in Europa nicht um Spalten oder Separieren geht, sondern darum, die Optionen entsprechend den Gegebenheiten zu nutzen – ohne Ansicht der Nationalgrenzen. Dies gilt auch für den Energiebereich. Entsprechend müssen die Gebotszonen nicht kleiner werden, noch muss die Liquidität am Handelsplatz sinken. Nur sollten die europäischen Märkte zügig entlang der verfügbaren Leitungen ausgerichtet werden.

Gemeinsame Strommärkte von Amsterdam über Hamburg nach Kopenhagen und von Straßburg über München nach Wien werden auch bezüglich der Liquidität nicht schlechter sein müssen als der heutige nationale Strommarkt. Wenn Deutschland Europa und die Energiewende tatsächlich ernst meint, dann sollte die zukünftige Bundesregierung endlich anfangen, nicht nur von Europa zu reden, sondern auch danach zu handeln.

Eine Version dieses Artikels erschien in Tagesspiegel BACKGROUND

Time for German network operators to come clean about tariffs

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Network tariffs are an important part of energy costs for consumers, yet, surprisingly, the way these fees are established in Germany is completely opaque, writes Andreas Jahn, Berlin-based senior associate at global energy policy advisors Regulatory Assistance Project (RAP). According to Jahn, it is unclear how network operators and the regulator calculate costs and how they are allocated to customers. He calls on the German government—and on the EU— to demand more transparency on network tariffs.

Putting consumers at the heart of the energy market” is how the European Commission, the European Council, and the European Parliament characterize the reform of the European energy market. The pan-European electricity market is already saving consumers billions in costs by connecting national markets.

Yet these savings could still be increased substantially. An important part of consumers’ energy costs are the network costs, which have been growing steadily in recent years across the EU. Since they are regulated, they are not subject to competition. Consumers have no choice in the matter. What you would expect, then, is that they would be established in a transparent manner, so consumers and taxpayers are able to see how they are calculated and allocated.

Neither customers nor retailers are provided with reliable information about the costs of the various networks or the total grid costs for Germany.

In Germany, however, this is not the case at all.

Every year in October, all four German transmission system operators and almost 900 distribution network operators publish price sheets that show the network fees for the upcoming year. Based on these published prices, consumers can calculate whether their network charges will change, and the energy retailers can start calculating tariffs for their customers.

However, beyond these bare prices, there is very little information available. Neither customers nor retailers are provided with reliable information about the costs of the various networks or the total grid costs for Germany. Not even the regulator has access to this aggregate number. And this is despite the fact that Germany has had a revenue regulation system in place since 2005, which has been revised twice and reinforced with a performance regulation mechanism.

Asking questions

Curious about this lack of transparency, RAP collected data from various sources and started asking questions. In cooperation with Agora Energiewende, we published a paper (in German) exploring the results and shedding light on this often-overlooked issue.

We found that in 2018, the costs for the transmission system will increase by more than 600 million euros to a total of approximately 5.8 billion euros. That is only for transmission; distribution costs raise the total to some 24 billion euros, but this is only a rough estimate.

There are several justifiable reasons for this increase, such as the need to contract reserves and higher redispatch costs to operate the network in the absence of locational marginal pricing. However, we are at a loss as to exactly where these costs are incurred or how they are allocated to networks and, ultimately, to customers. It is unclear why some customer groups face higher network charges than others.

For example, the increase in network costs from German transmission system operator amprion is only borne by the customers connected to the low-voltage distribution networks, not by the industrial customers who are connected at the transmission level.

It is unclear why some customer groups face higher network charges than others.

Nor is the public ever informed about how the regulator has assessed cost increases (tariffs are based on a cost-plus system). This ongoing gap in transparency has led to what can be described as “regulatory capture” of the regulator by the network operators.

A study commissioned by the German regulator comparing the regulatory procedures for establishing network regulation and networks fees in the United Kingdom, the United States, the Netherlands, Austria, and Italy found that nearly all of the countries (except Italy) demonstrated a more transparent process than Germany. The monitoring report that the regulator (the Bundesnetzagentur) published about its own activities addresses the international comparison of transparency only marginally—on one single page out of 500. The Bundesnetzagentur regards revenue regulation as a confidential issue relevant to “network competition.”

Long-term benefits

Unfortunately, the German Supreme Court ruled in the fall of 2017, as the result of a court case brought by “green” energy retailer LichtBlick, that the policy to keep control of grid revenues out of the public domain is in line with national law.

This means that lawmakers will  have to take action to enforce more transparency.

If the Energy Union is to successfully offer consumers the benefits of a common market, the first step must be cost transparency for all Europeans. The data and decisions must be disclosed by all parties involved. This requires implementing strong regulations and empowering institutions at the European level, such as the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER), to implement transparent network tariffs or even demand them from Member States.

Achieving transparency is not an impossible task. Germany has already improved clarity around other energy-related fields in recent years. More than 1.6 million solar photovoltaic installations financed by support schemes are listed on a public webpage, and regulators introduced a platform to strengthen transparency on the wholesale electricity market. Progress has been made in regulation, by leveraging cartel law to increase transparency without impeding the market or its actors.

As for the degree of transparency required, decision-makers must conduct stakeholder processes that identify the interests of the parties and make decisions based on the regulatory framework of the pan-European and national power markets. Only then can market reforms deliver their full value.

Increases in the price of electricity are mostly attributed to increases in regulated charges, which cannot be influenced by market processes. Yet in the absence of publicly available data, it is impossible to determine the extent to which these increases are actually justified. Even if we know the underlying grid costs, we cannot determine whether the costs are being shared between different consumer groups in an equitable manner.

This lack of transparency undermines public confidence in the energy transition. Now that the German Supreme Court has reinforced the confidentiality of regulated network data and decisions, it’s up to the German federal government to catch up with European transparency standards for network regulation. This would not only demonstrate respect for the longstanding public support for the German Energiewende, but would also secure long-term benefits for all European customers in shared markets.

This blog was originally published by EnergyPost.