Netzentgelte im Lichte der Energiewende

in Arbeit

Einer der Kernpunkte im Rahmen der Energiewende ist die Steigerung des Anteils erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch. Nach § 1 EEG soll demnach der Anteil an erneuerbaren Energien in 2050 mindestens 80 % am Bruttostromverbrauch betragen. Mit diesem ambitionierten Ziel geht allerdings einher, dass diese innerhalb von Deutschland, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert werden. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie genutzt. Diese Differenzen führen wegen dem Grundsatz der Versorgungssicherheit dazu, dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Das hierfür erforderliche Netz ist allerdings an einigen Stellen nicht in der Lage diese großen Mengen an Strom zu transportieren. Dies macht wiederum ein Netzausbau erforderlich. Hierdurch steigen wiederum die Netzentgelte. Hinzu kommt, dass gerade die östlichen Bundesländer einen entscheidenden Beitrag zur Förderung der erneuerbaren Energien leisten, sodass davon auszugehen ist, dass diese mehr durch die steigenden Netzentgelte belastet als die Westlichen. Dies ist aber auch damit im Zusammenhang zu sehen, dass Strom aus Sonne im Osten erzeugt wird und dieser dann nicht dort, sondern im Westen verbraucht wird.

Vor diesem Hintergrund sollen im Weiteren folgende Punkte näher betrachtet werden:

• Was sind Netzentgelte (A.)?

• Wie sieht deren heutige Systematik aus, ins. rechtliche Grundlagen für die Ermittlung (B.)?

• Wo liegen in diesem Zusammenhang die Herausforderungen im Rahmen der Energiewende (C.)?

• Wie kann diesen, unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung, gerecht werden (D.)?

A. Grundlagen - Begriff

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht vorhanden. Das Netzentgelt erfasst die zur Bereitstellung der Netzinfrastruktur, unter Einbeziehung sämtlicher vorgelagerter Netze. Auch bilden Systemdienstleistungen einen Bestandteil des Netzentgeltes. Zudem sind bei diesem die anfallenden Kosten bezüglich der Führung und Abrechnung von Bilanzkreisen wie auch die Durchführung des erforderlichen Datentransfers einzubeziehen.

Die Begriffsbestimmung ist in Verbindung mit den Vorschriften des EnWG zu interpretieren. Hierbei resultiert der Begriff der Netzentgelte aus § 21 EnWG. In dieser Norm werden die grundlegenden Vorgaben für die Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang normiert. Demgemäß bezieht sich § 23a Abs. 1 EnWG, welcher die Genehmigungspflicht für Netzentgelte regelt, auch auf diese Vorschrift.

Während bis zum 31.12.2008 die Ermittlung der Netzentgeltede kostenorientiert erfolgte, würde dies 2009 durch das Modell der Anreizregulierung abgelöst, § 1 Abs. 2 ARegV. Dementsprechend sind nunmehr die behördlich, festgelegten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, § 17 Abs. 1 ARegV.

B. Netzentgeltsystematik - heute

Im folgenden Abschnitt wird die heute bestehende Netzentgeltsystemataik vor dem Hintergrund ihrer regulatoischen Instrmente näher betrachtet. Hierzu erfolgt eine Darstellung der einschlägigen Regelwerke. Bei der Darstellung der maßgeblichen Vorgaben geht es vor allem um jene Parameter, welche für die Bestimmung der Netzentgelte zu berücksichtign sind. Daneben werden aber auch solche Parameter angesprochen, welche für die Netzsicherheit notwendig sind und sich mittelbar auf die Netzntgelte auswirken. In diesem Zusammenhang wird auch die Wälzung der Netzentgelte von der Höchst- und Hochspannungsebene über die Mittelspannungsebene bishin zur Niedersannungaebene näher behandelt.

1. Rechtlicher Rahmen

a. Bestimmung der Netzentgelte

Die zu zahlenden Netznutzungsentgelte sind in Deutschland einer strikten Regulierung unterworfen. Diese Regulierung setzt, wegen der Eigenschaft des Netzes als natürlichen Monopols, bei der Höhe der zu entrichtenden Netzentgelte an. In diesem Kontext wurden Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unverhältnismäßig hoch sind. Im Einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:

• § 21 EnWG, § 21a EnWG und § 23a EnWG

• § 24 Nr. 3 EnWG i.V.m. StromNEV/asNEV

• § 21a Abs. 6 S. 1 EnWG i.V.m. ARegV

aa. Vorgaben § 21 EnWG, § 21a EnWG

Zunächst sind die maßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten in § 21 Abs. 1 EnWG normiert. Dementsprechend müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäquate Leistung erhält. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines strukturell vergleichbaren Anbieter hält. An diesem Kriterium ist erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. dies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.

Zudem müssen die Entgelte diskriminierungsfrei sein. Durch diese Anforderung soll eine Ungleichbehandlung von Netzzugangspatenten bei der Gestaltung der Tarife vermieden werden. Diese Anforderung kommt auf zwei Ebenen zum Tragen. Zunächst wird eine Ungleichbehandlung von konzernexternen Netztzugangspatenten gegenüber konzerninternen verboten. (vertikales Diskriminierungsverbot)

Hierdurch gilt es zu vermeiden, dass es durch die Begünstigung von internen Netzzugangspatenten zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweige kommen kann und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. vertikalen Diskriminierungsverbot ist das Horizontale zu unterscheiden.

§ 21 Abs. 1 EnWG selber nascht keine Aussage darüber, ob und in welchen Fällen eine Diskriminierung zulässig sein kann. Dies könnte so verstanden werden, dass jede Ungleichbehandlung grundsätzlich verboten ist. Doch geht dieses Verständnis wohl zu weit. § 21 Abs. 1 EnWG kann nur solche Fälle unter dem Diskriminierungsverbot erfassen, wenn es sich um vergleichbare Fälle handelt. Ungleiche Sachverhalte können demnach unterschiedlich behandelt werden. Somit kann der Netzbetreiber als sachlichen Grund bei folgenden Punkten differenzieren:

• Höhe der NNE auf Grundlage der Benutzungsstundenzahl

• Spannungsebene

Schließlich müssen die Entgelte transparent sein. Hiervon ist dann auszugehen, wenn diese öffentlich zugänglich sind. Durch diese Anforderung soll die Angemessenheit wie auch die Überprüfbarkeit für die Netzkunden und die Regulierungsbehörde sichergestellt werden. In erster Linie ermöglichen transparente Netzentgelte den Netznutzern eine klare sowie unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Folgen, eine kalkulierbare Netzzugangsplanung.

Diese Anforderung wird durch speziellere Bestimmungen näher ausgestaltet. Hierzu gehören insb. die auf Verordnungsbasis erlassenen Veröffentlichungspflichten nach der StromNEV und ARegV. Im Hinblick auf die Netzentgelte ist § 27 StromNEV einschlägig. Danach sind Netzbetreiber verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen und auf Anfrage jedermann unverzüglich in Textform mitzuteilen. Dies wird durch die Netzbetreiber in dergestalt umgesetzt, indem diese Preisblätter mit Informationen zu den Netznutzungsentgelten publizieren. Dabei unterscheiden die Informationen zwischen der Anschlussnetzebene und der Betriebsstundenzahl.



Die in § 21 Abs. 1 EnWG enthaltenen Vorgaben werden durch § 21 Abs. 2 EnWG konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Erfolgt hiernach eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne des § 21 Abs. 2 Satz 1, so bestimmt § 21a Abs. 1 EnWG, dass Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach § 21a Absatz 6 S.1 Nr. 1 EnWG Netzzugangsentgelte, abweichend von der Entgeltbildung nach § 21 Abs. 2 EnWG auch durch eine Methode bestimmen können, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt. Von dieser Möglichkeit wurde durch den Erlass der ARegV zum 01.01.2009 Gebrauch gemacht.

Weiterführende Informationen zur ARegV sind unter Punkt cc. und im folgenden Artikel zu finden.

bb. Vorgaben der StromNEV/GasNEV

Über § 24 EnWG wird die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV in 2005 und GasNEV im Jahre 2005 Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.

Hinsichtlich der Höhe der Netzentgelte bestimmt § 17 Abs. 1 StromNEV, dass diese nicht durch die räumliche Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme beeinflusst wird. Nach Abs. 2 setzt sich das Entgelt aus einem Jahresleistungspreis (€/kWh) pro Jahr sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh) zusammen. Weitere spezielle Vorgaben ergeben sich aus § 17 Abs. 2 - 7 StromNEV. Abschließend bestimmt § 17 Abs. 8 StromNEV, dass nur solche Entgelte, welche in der StromNEV genannt werden, erlaubt sind.

Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV, (vermiedene Netzentgelte) und zum anderen in § 19 StromNEV. (individuelles Entgelt) bzw. (Entgeltbefreiungen) geregelt.

cc. Vorgaben ARegV

Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese trat auf Grundlage von § 21a Abs. 6 EnWG am 06.11.2007 in Kraft. Dabei erfolgt die zugrunde liegende Methode der Anreizregulierung gem. § 21a Abs. 2 EnWG auf Basis von Erlösobergrenzen, § 4 ARegV. Alternativ hierzu bestand nach § 21a Abs. 2 EnWG auch die Möglichkeit einer Preisobergrenze.

Die Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt gem. § 4 Abs. 1 ARegV nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25 ARegV. Hierdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt. Diese Faktoren sind zudem in der Regulierungsformelnach § 7 ARegV i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV enthalten.

Zunächst bestimmt § 4 Abs. 2 ARegV, dass eine Erlösobergrenze vorab für das einzelne Kalenderjahr einer Regulierungsperiode zu bilden ist.
Dem schließt sich die eigentliche Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach § 6 Abs. 1 ARegV die Kostenprüfungen nach den §§ 4 - 10 StromNEV/GasNEV, welche im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn einer Regulierungsperiode angefertigt wurden, die Ausgangsgröße für diese. Im Hinblick auf die erste Regulierungsperiode bestimmt § 6 Abs. 2 ARegV, dass stets die Daten von 2006 die Basis bilden.
Ausgeschlossen von diesem Grundbetrag sind gem. § 6 Abs. 3 ARegV Kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen. Im einem zweiten Schritt sind die einzelnen Regulierungsfaktoren aus der Regulierungsformel zu beachten. Gem. § 7 ARegV i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV zählen zu diesen:

• Allgemeine Geldwertentwicklung, § 8 ARegV

• Genereller, sektoraler Produktionsfaktor, § 9 ARegV

• Erweiterungsfaktor, § 10 ARegV

• beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kosten, § 11 ARegV

• Qualitätselement, §§ 18 ff. ARegV

• Verteilungsfaktor für den Abbau der Ineffizienzen, § 16 ARegV sowie

• die Vorgabe eines individuellen Effizienzwertes nach den § 16 AregV i.V.m. §§ 12 -15 ARegV.

In diesem Zusammenhang kommt der Vorgabe einer individuellen Effizinzvorgabe nach § 16 ARegV entscheidende Bedeutung zu. Diese beruht auf einem individuellen Effizienzwert. Dieser Effizienzwert ist nach denn §§ 12 – 15 ARegV mittels eines Effizienzvergleiches zu bestimmen. Mehr Informationen zum Effizienzvergleich sind hier zu finden. Daürber hinaus betsimmt § 16 Abs. 1 S. 2 ARegV, dass für die erste Regulierungsperiode eine individuelle Effizienzvorgabe dahingehend bestimmt wird, dass der Abbau der ermittelten Ineffizienzen nach zwei Regulierungsperioden abgeschlossen ist. Hinsichtlich der nachfolgenden Reegulierungsperioden ist die individuelle Effizienzvorgabe nah § 16 Abs. 1 S. 3 ARegV so festzulegen, dass der Abbau der ermittelten Ineffizienzen jeweils zum Ende der Regulierungsperiode abgeschlossen ist.

Infolge der Berücksichtigung dieser Regulierungsformel und einer ordnungsgemäßen Saldierung auf dem Regulierungskonto, § 5 ARegV, ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach § 32 ARegV festgelegte Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen.

In diesem Zusammenhang, der Evaluierunghsbericht der BNetzA zur ARegV vom 21.01.2015

b. Netzsicherheit

Eine sichere Stromversorgung stellt die Grundlage für eine moderne Volkswirtschaft dar. Kommt es bei diesem System zu Stromausfällen, geht dies mit hohen Kosten einher. Bereits kleinste Unterbrechungen und Spannungseinbrüchen können längere Betriebsunterbrechungen, schwerwiegende Schäden bei den Betriebsmitteln sowie eine mangelhafte Qualität von Produktivität zur Folge haben. Zur Vermeidung dieser Folgen und zur weiteren Sicherstellung des hohen Niveaus der Versorgungssicherheit ist es zum einem notwendig, ausreichend gesicherte Kraftwerksleistung zur Stromerzeugung einsatzbereit zu halten. Zum anderen ist genügend Netzkapazität für den Transport des erzeugten Stroms an den Abnehmer vorzuhalten. Hierfür ist es notwendig, dass Erzeugung und Verbrauch sich stets im Gleichgewicht befinden. Dies ist wiederum physikalisch bedingt, damit die Systemsicherheit gewährleistet ist. Hierfür normieren die §§ 12 ff. EnWG und §§ 14, 15 EEG Vorgaben im Hinblick auf die Systemverantwortung, welche wiederum dazu dienen die Systemsicherheit zu gewährleisten. In diesem Kontext sieht sowohl § 13 EnWG wie auch § 14 EEG entsprechende Maßnahmen vor. Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt. Dieser Abschnitt befasst sich im Weiteren mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Folgen auf für die Höhe der Netzentgelte.

aa. Maßnahmen nach § 13 EnWG

Durch § 13 EnWG erfolgt einer nähere Ausgestaltung der Systemverantwortung nach § 12 EnWG. Dabei ist unter Systemverantwortung die Pflicht zur Sicherstellung der Funktionsfähigkeit des Gesamtsystems der Stromversorgung zu verstehen. Diese Pflicht wird den Übertragungsnetzbetreibern vom Gesetzgeber zugesprochen. Dies ist damit zu begründen, dass die Übertragungsnetzbetreiber den besten Überblick haben und ihnen die wesentlichen, technischen Instrumente zur Verfügung stehen, um dieser Pflicht nachzukommen und somit der Systemverantwortung gerecht werden können.
Die Systemverantwortung erstreckt sich nicht nur auf das eigene Netz des systemverantwortlichen Netzbetreibers. Vielmehr ist das gesamte Stromversorgungssystem hiervon umfasst., bspw. angeschlossene Erzeugungsanlagen, Speicheranlagen und Verbrauchsanlagen. Den systemverantwortlichen Netzbetreiber obliegt es sämtliche physikalische Prozesse im Gleichgewicht zu halten und hierdurch die Spannung und Frequenz im Netz ihrer Regelzonen auf dem gleichen Niveau zu halten. Diese Verantwortung kann gem. § 14 Abs. 1 S. 1 EnWG auf die verantwortlichen Verteilernetzbetreiber übertragen werden. Nach diesem gilt § 13 EnWG für diese entsprechend.

Hierfür sehen § 13 Abs. 1 EnWG, 13 Abs. 1a EnWG und § 13 Abs. 2 EnWG unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach Abs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefährdung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG beseitigt werden kann. Nach § 13 Abs. 1 EnWG hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems netzbezogene bzw. marktbezogene Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt.

Erst wenn diese nicht ausreichen, um die Störung oder Gefährdung zu beseitigen bzw. rechtzeitig zu beseitigen dürfen die Übertragungsnetzbetreiber Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG ergreifen, § 13 Abs. 2 S. 1 EnWG. Danach ist es für die Übertragungsnetzbetreiber möglich sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Bei der Anpassung sämtlicher Stromeinspeisungen bzw. beim gesetzlichen Erzeugungsmanagement wirkt der Netzbetreiber in die Fahrweise der Erzeugungsanlagen ein. Hierdurch erfolgt eine Angleichung der Stromerzeugung an die Anforderungen der Netzsicherheit.
Dogmatisch gesehen zählen zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. § 14 EEG. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG. Grundlage hierfür bildet § 13 Abs. 2a S. 3 EnWG. Jedoch muss beachtet werden, dass § 14 EEG im Gegensatz zu § 13 EnWG nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung.
Sowohl diie Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG und jene nach § 13 Abs. 2 EnWG erfordern das Vorliegen einer Gefahrensituation. Diese wird in § 13 Abs. 3 EnWG definiert. Demnach liegt eine solche dann vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.

bb. Einsspeisemanagement gem. § 14 EEG

Vorgaben im Hinblick auf das Einspeisemanagement ergeben sich aus §§ 12 - 15 EEG. Von besonderer Bedeutung in diesem Zusammenhang ist die Regelung des § 14 EEG. Diese stellt eine Ausbahme zu § 12 EEG dar. Dies resultiert aus dem Umstand, dass § 14 EEG sowohl für unmittelbar wie auch für mittelbar angeschlosseneAnlagen greift. Nach § 14 Abs. 1 EEG wird den Netzbetreibern die Option eingeräumt Einspeisungen aus EE- Anlagen, welche unmittelbar oder mittelbar an dem Netz des Netzbetreibers angeschlossen abzuriegeln, wenn:

1. sonst ein Netzengpass im jeweiligen Netzbereich einschließlich des vorgelagerten Netzes vorliegen würde

1. der Vorrang für Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas und Kraft-Wärme-Kopplung beachtet wird, insofern nicht sonstige Stromerzeuger am Netz bleiben müssen, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und

1. sie die verfügbaren Daten über die Ist-Einspeisung in der jeweiligen Netzregion abgerufen haben

Weitere Informationen zu den Anforderungen an die ordnungsgemäße Duchführung des Einsspeisemanagements sind hier.

cc. Rechtsfolge für Maßnahmen des Einsspeisemanagements

Weitere Informationen:

• Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen (Erstes und zweites Quartal 2015) Stand: 7. Dezember 2015

• Studie zu Aspekten der elektrischen Systemstabilität im deutschen Übertragungsnetz bis 2023

• Praxis-Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern Kommunikation- und Anwendungs-Leitfaden zur Umsetzung der Systemverantwortung gemäß §§ 13 Abs. 2, 14 Abs. 1 und 14 Abs. 1c EnWG

• Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement - Abschaltrangfolge, Berechnung von Entschädigungszahlungen und Auswirkungen auf die Netzentgelte

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2. Weitereichen der Netzentgelte

Das Stromnetz in Deutschland untergliedert sich in die Ebene der Übertragung und die der Verteilung. Dabei bilden diese, geographischen Strukturen, ihre lange Lebensdauer, ihre hohen Investitionen und sonstigen Fixkosten wie auch niedrige, variable Kosten und die daraus entstehende Subaddivität der Kostenfunktion, natürliche Monopole. Um die hiermit verbundenen Kosten zu decken, werden von den Netzbetreibern Entgelte erhoben. Diese sind von den Netznutzern zu tragen, indem diese an die Netznutzer weiteghereicht werden.

Das Weiterreichen der Neztzentgelte erfolgt durch eine Wälzung dieser. Hierbei werden diese von dem am jeweils angeschlossenen Netz getragen. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau gewälzt. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budgets verfügbar sind, welcher der Genehmigungspflicht nach § 23 ARegV unterworfen sind. Dies gilt nicht für jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren befinden.

Im Rahmen der Energiewende ändern sich die Anforderungen an das deutsche Stromnetz. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisen, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute durch eine steigende, dezentrale Erzeugung aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung im das Verteilernetz. Dies fuehrt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genuegt, um den ueberschuessigen Strom zu transpotieren.

C. Herausforderungen

Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt. Hierbei gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomische Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet. Hinischtlich der Erlösanerkennung erfolgt die Ermittlung einer Optimierung innerhalb des auktuellen Monitoringvorgangs.

Folgende Herausforderungen sind im Einzelnen zu unterscheiden:

1. Notwendiger Netzausbau wegen vermehrter Stromerzeugung aus EE

Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem Prinzip der Versorgungssicherheit , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Im Bereich der Übertragung erfolgt der Ausbau an bereits durch Gesetz bestimmte Engpasstellen, den sog. EnLAG/NABEG Vorhaben. Dennoch liegt ein zusätzlicher Bedarf an überregionalen Stromübertragungsleitungen vor damit der im Norden erzeugte Strom aus Wind in den Süden transportiert werden kann. Hingegen konzentriert sich der Ausbau im Verteilernetz auf Regionen mit viel Globalstrahlung (PVA) bzw. hohen Windgeschwindigkeiten (WEA) und dort wo bereits eine enorme EE-Dichte vorhanden ist. Dabei ist der erforderliche Investitionsbedarf im Verteilnetz in jenen Regionen höher, als in den Regionen mit einem größeren Ausbau von erneuerbare Energien. Dennoch ist die Investitionslast für jeden einzelnen Einwohner in den dünnbesiedelten neuen Bundesländern größer als in den alten Bundesländern. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:

• rechtliche Grundlagen: Die rechtlichen Grundlagen für den Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich die Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung.

• Ausbaubedarf im Übertragungsnetz vermehrte Anbindungsbedarf von Offshore-Windenergieanlagen

• Ausbaubedarf im Verteilernetz Ausbau von Windenergieanlagen an Land wie auch der Zubau von Photovoltaikanlagen

• Weitere Inforrmationen:

2. Eigenerzeugung

3. Dezentrale Erzeugung und Einspeisung, insb. vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV

Weitere Informationen:

• Die Netzentgeltsystematik nach StromNEV aus Sicht eines Verteilnetzbetreibers vom 27./28. März 2014

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4. Demografischer Wandel

5. Sonderformen der Netznutzung insb. Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV

Weitere Informationen:

• Ausnahmeregelungen Ausnahme regelungen bei den Stromnetzentgelten - Entwicklung und Ausblick, Kurzanalyse im Auftrag der Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen

• Evaluierungsbericht zu den Auswirkungen des § 19 Abs. 2 StromNEV auf den Betrieb von Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stand: 30. März 2015)

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6. Freistellung der Erzeuger, § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV

D. Lösungsansätze

Abschließend werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich der Herausforderungen verschiedene Lösungsmöglichkeiten diskutiert wurden bzw. werden. Die nähere Behandlung der einzelnen Lösungsansätze erfolgt unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung für die jeweiligen Netznutzer. Zub diesen zählen:

1. Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte

1. Reduzierung der Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV

1. Beteiligung der Eigenerzeuger

1. Demograrfischer Wandel sowie

1. Einbeziehung der Erzeuger

E. Weiterführende Informationen

• Monitoringbericht der Bundesnetzagentur vom 14. November 2014

• Positionspapier BDEW - Netzentgeltsystematik Strom vom 28. April 2015

• Sondergutachten 71 der Monopolkommission - Energie 2015; Ein wettbewerbliches Marktdesign für die Energiewende vom 06.10.2015

• Monitoringbericht 2015der BNetzA vom 10.11.2015

• Kurzgutachten zur regionalen Ungleichverteilung der Netznutzungsentgelte Bestandsaufnahme und pragmatische Lösungsansätze Im Auftrag der 50Hertz Transmission GmbH,v. 5.10.2015

• Stellungnahme anlässlich der Öffentlichen Anhörung „Bundesweit einheitliches Netzentgelt einführen: Kosten für den Netzausbau regional fair verteilen“ des Energieausschusses des Landtages Mecklenburg - Vorpommern am 5. November 2014

• Kurzgutachten - Regionale Strompreisnterschiede in Deutschland v. 07.03.2014

• Planungen | Alternativen dihk

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