Freitag, 14. Dezember 2018
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Energiewirtschaft in der Energiewende: Können bestehende Geschäftsmodelle überleben?

Rolf Adam, Ludwig Einhellig und Andreas Herzig

Die Energiewende ist – zumindest sprachlich – ein deutscher Exportschlager. Hinsichtlich des Zielbildes herrscht weitestgehend Einvernehmen, der Energiebedarf soll grüner werden. Schon auf der Ebene darunter verliert sich jedoch dieser Minimalkonsens. Es entsteht der Eindruck, es ginge nicht um die Realisierung des Zielbilds, sondern um die Minimierung der Eingriffe in das bestehende System. Was ist also nötig, damit die Transformation des Energiesystems in Deutschland zu einem Erfolg wird? Fünf Thesen deuten die Richtung an.

Was haben unser Energie- und Steuersystem gemeinsam? Beide bewegen sich im Spannungsfeld zwischen Industrie- und Sozialpolitik, beide sind nicht mehr zeitgemäß. Das Idealbild haben alle vor Augen, Partikularinteressen verhindern jedoch einen grundlegenden Umbau.

1. Energiewende braucht Subsidiarität

Betrachten wir die Ausgangslage vor Beginn der Smart Grid-Diskussion (als Vorläufer oder Steigbügelhalter der Energiewende) und der kleinstteiligen Fragmentierung der Wertschöpfungskette: das Energiesystem wurde als zentralistisches System gesehen. Großkraftwerksbetreiber stellen Energie bereit und stehen im Wettbewerb über den Stromhandel. Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sind für den weiträumigen Transport verantwortlich und sorgen zugleich in geographisch abgegrenzten Regionen für die Gesamtsystemstabilität. Da sie ein natürliches Monopol bilden, sind sie hinsichtlich Preisstellung und Netzzugang reguliert.

Verteilernetzbetreiber (VNB) sind für die letzte Meile auf dem Weg zum Kunden verantwortlich und – als bis dato ebenfalls natürliches Monopol – analog zu den ÜNB reguliert. Dieser Aufbau ergibt in einem Energiesystem, das auf konventioneller und nuklearer Erzeugung beruht, wegen der Effizienzvorteile großer Strukturen Sinn.

Die Energiewende ist lange vor dem Wiederausstieg Deutschlands aus der Kernenergie eingeläutet worden. In dem Bewusstsein, dass erneuerbare Energien im Sinne eines nachhaltigen Wirtschaftens zielführend sind, hat der Gesetzgeber den Aufbau von Windkraft- und Photovoltaikanlagen – sozusagen als „freie Radikale“ – gefördert. Der Einspeisevorrang führte ursprünglich, aufgrund der Dominanz der zentralen Systeme und der hohen Qualität des Gesamtsystems, noch nicht zu Herausforderungen für das Gesamtsystem. Dieser Ansatz funktionierte solange, bis die erneuerbaren Energien angefangen haben, ebenfalls zu skalieren. In dieser Phase befindet sich derzeit das Gesamtsystem. wir brauchen neben dem Zielbild „erneuerbare Energiequellen“ auch eines für den regulatorischen und operativen Aufbau unseres Systems Energiewirtschaft.

Die Energiewende mit dezentralen Strukturen beginnt im Kleinen. Kleinverbraucher, auf der Ebene einzelner Haushalte oder kleinerer Gruppen, bewegen sich in Richtung Energieautarkie. In Verbindung mit Niedrigenergiehäusern kann dies eine komplette Unabhängigkeit vom Energiesystem bedeuten, aber ebenso eine lose Verbindung mit partiell positiven und negativen Lasten.

Die Entwicklungsbetrachtung der Verbrauchsstrukturen ist wichtig, da in der Energiewendediskussion der Fokus auf einer Modifikation bestehender Strukturen liegt (bspw. die immer weitere Fragmentierung der Wertschöpfungskette in „Rollen“ z. B. Messstellenbetreiber). Ändern sich die Anforderungen grundlegend, werden Modifikationen allein nicht ausreichen.

Ausgangspunkt der Neuausrichtung sind die Verbrauchsstrukturen. Wenn der „Kleinverbraucher als Prosumer im Niedrigenergiehaus“ zum Massenphänomen mutiert, ist für das Gesamtsystem entscheidend, in welcher Struktur das erfolgen wird. Unwahrscheinlich ist, dass dies in Fortführung der heutigen Struktur erfolgt, d. h. der einzelne Marktakteur wird als Anschlussnehmer im Verteilnetz etwas unabhängiger. Wahrscheinlicher ist, dass sich multilaterale Modelle analog der digital vernetzten Welt herausbilden. Kleinverbraucher organisieren sich mit Hilfe neuer Formen von Marktteilnehmern oder werden organisiert. Das bedeutet nicht, dass sich jeder Haushalt intensiv mit dem Energiesystem auseinander setzen muss. Dies werden andere Angebote, außerhalb der heutigen Vollversorgung, für den Großteil der Kunden übernehmen.

Energiewende braucht demnach Subsidiarität – aber in welcher Form? Subsidiarität bedeutet hierbei nicht zwangsweise die Organisation um räumliche Strukturen herum. Das passt nicht zu dem dezentralen Ansatz und der Energieautarkie. Stattdessen werden dynamische Systeme benötigt, die eine subsidiäre Zellbildung, abhängig von der situativen Verknüpfung der Prosumer, ermöglichen. Diese müssen nicht zwangsweise an den aktuell bestehenden technischen Aufbau des Systems gebunden sein.

Löst man sich von dem heute bestehenden technischen Systemaufbau und den regulatorischen Rahmenbedingungen, dann ergibt sich ein anderes Bild der zukünftigen Akteure des Energiesystems. Wird die Energieversorgung wie vor 150 Jahren vom Verbrauch ausgehend aufgebaut, brauchen Großverbraucher Transportleitungen mit hohen Kapazitäten. Dann werden die Übertragungsnetze tatsächlich zu den vielzitierten Stromautobahnen mit Fokus auf industrielle Ballungsgebiete – mithin ein Aufbau als Punkt-zu-Punkt-Verbindung.

Das andere Extrem bilden Prosumer und kleinteilige Erzeugungsanlagen. Diese benötigen eine großräumige aber engmaschige Verbindung untereinander. In diesem Extremszenario verliert das Stromnetz auf allen Ebenen seine systemrelevante Rolle und wird auf die reine Verbindung zwischen denn Akteuren beschränkt. Diese verhandeln direkt oder über Aggregatoren ihr Verhältnis untereinander und die Wege zueinander. Ein solches Modell unterstützt nicht nur die Energiewende, sondern fördert auch Investitionen in das neue Energiesystem. Natürliche Monopole entfallen, da zumindest in der subsidiären Struktur die Option der Autarkie besteht. Infrastrukturinvestitionen werden durch Anbieter der Basisinfrastruktur dann erfolgen, wenn es dafür einen Markt gibt. Alternativ werden neue Anbieter diese Investitionen für bestehende Marktteilnehmer tätigen, sofern sie so ihre lateral vernetzten Geschäftsmodelle realisieren können.

Denn technisch betrachtet funktioniert das Energiesystem nicht als unbewirtschaftetes Bereitstellen von Kapazität an Millionen autonomer Teilnehmer. Der heutige Regulierungsansatz passt nicht zur Energiewende, sondern verlangsamt und verteuert den Systemumbau – freuen wir uns auf die anstehende Umlage für Kapazitätsmärkte, damit nach der EEG-Umlage auch konventionelle Kraftwerke von der Energiewende profitieren können.

2. Energiewende braucht partielle Energieautarkie

Das Energiesystem steht im Wandel von zentral zu dezentral. Fraglich ist, wie weit die „Dezentralität“ reichen wird. Denn eine dezentrale Energieversorgung benötigt eine Umkehr der regulatorischen Systemperspektive. Das heutige Regulierungsmodell beruht auf der Annahme, dass bestehende Erzeugungs- und Verteilstrukturen unverändert bleiben, anstatt auf Subsidiarität zu setzen. Konstruiert man die Arbeitshypothese, dass private Haushalte und gewerbliche/industrielle Verbraucher eine Wahl zwischen Netzanbindung und Energieautarkie haben, müsste das Netz nicht in dem Maße wie heute reguliert werden, da ein Wettbewerb zwischen Retailern und Energieautarkie stattfinden könnte.

Das Netz würde zur Basisinfrastruktur mit Wettbewerbscharakter, da Retailer Energie und Netzkapazität einkaufen. Wird das Netz zu teuer, wechseln Kunden zur Autarkieoption. In dieses Szenario passt das heutige System des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) mit einer Befreiung von Großverbrauchern von der EEG-Umlage nicht. Denn Großkraftwerke könnten künftig in der Nähe von Großverbrauchern stehen, die dann anteilig die Systemkosten mittragen müssen.

An die Frage, ob man Energieautarkie generell zulassen will, schließt die nächste an: Wie soll diese Autarkie ausgestaltet sein? So sind heute im Bereich der Energiespeicher bereits marktfähige Lösungen für Klein- und Großskalierungen verfügbar. Werden Kleinspeicher (auch regulatorisch) in das Gefüge (z. B. über virtuelle Kraftwerke) des Versorgungssystems eingebunden, können diese regional einen Grundlastanteil übernehmen. Wie die aktuelle Gas-Hybridnetz-Debatte zeigt, kann hierbei auch das Netz als Speicher dienen.

Von der operativen Durchführung abgesehen (verträgt das Gasnetz einen fünf oder acht Prozent höheren Wasserstoffanteil?) muss hier ein (evtl. primärgesetzlicher) Rechtsrahmen geschaffen werden, der über die verschiedenen Wertschöpfungsbereiche (Erzeugung, Netz und Vertrieb) hinweg in der Lage ist, sinnvoll zu steuern,

  • „wer“ (an der geschlossenen Systemebene oder alle ans Netz angeschlossenen Teilnehmer),
  • „wann“ (Belohnung von Kapazitätsbereithaltung; ein andauerndes Ein- und Ausspeisen würde die Haltbarkeit von derzeitigen Batterietechnologien drastisch reduzieren und wäre volkswirtschaftlicher Unsinn),
  • „wo“ (eine Mischung aus zentralen Großspeichern und dezentralen Kleinspeichern),
  • „was“ (es sollte technologieoffen im Gesetz formuliert werden, allerdings erst einmal Kapazitätspflichtgruppen beschrieben werden) und
  • „wie“ (wie soll in das System eingebettet werden; Schnittstellen Netzzugangs- und -anschlussrecht?)

einspeist.

Es sollte längerfristig gedacht und nicht der bloße Zubau von Speichern angereizt werden. Aktuell wird in Fachkreisen neben einer Involvierung der Informations- und Kommunikationstechnologiebranche in die Energieregulierung auch die Gesetzeseinführung zur Strombevorratung diskutiert (ähnlich Erdölbevorratungsgesetz nach der letzten Ölkrise).

3. Verbrauchsvorgaben sind ein besseres Förderinstrument als komplexe Einzelbausteine

Die Erfahrungen der E-Energy-Projekte mündeten zum Jahresbeginn in der acatech-Studie „Future Energy Grid“ und zeigten: Das derzeitige Gesamtsystem des EEG ist nicht kompatibel zu einer in Zukunft grundlegend veränderten Energieversorgung. Anstelle komplexer Förderungsmechanismen sollten „Verbrauchsvorgaben“ geschaffen werden (z. B. hinsichtlich CO2-Belastung und Energiemix aller Verbraucher). Das wäre systemisch gerechter als komplexe Umlageverfahren, die über die Transportnetzbetreiber abgerechnet werden müssen – und ebenso effizienter.

Ein Teil der Studie geht sogar soweit, dass „das EEG […] grundsätzlich nicht vereinbar mit einem [Future Energy Grid ist], das im Kern Optimierung und Effizienz herbeiführen soll, also die optimale Menge an Kilowattstunden zu einem bestimmten Zeitpunkt im System.“ (H.-J. Appelrath et al.: Future Energy Grids, Heidelberg 2012, S. 249).

Im angemerkten Bereich „Energiespeicherung“ sollten Vorschläge für eine Förderung eines netzdienlichen Speichereinsatzes erarbeitet werden. Bei der Erstellung der rechtlichen Rahmenbedingungen muss der Gesetzgeber wie die Regulierungsbehörde berücksichtigen, dass der Speichereinsatz in Konkurrenz zu anderen Flexibilitätsoptionen steht. Die Bundesregierung sollte insbesondere prüfen, inwieweit Unterstützungsmaßnahmen durch Übertragungsnetzbetreiber oder andere an die Speichersteuerbarkeit gekoppelt werden müssen.

4. Für Großkonzerne gibt es vier unterschiedliche Pfade und Geschäftsmodelle

Energie-Großkonzerne sind im Wandel. Unterschiedliche Ansätze bestehen im Markt, wie mit den Herausforderungen umgegangen wird. Im Wesentlichen gibt es vier Modelle:

  • Ein großes EVU fokussiert sich auf internationale Großprojekte, gleich ob konventionell oder erneuerbar, und trennt sich vom stark regulierten deutschen Netzgeschäft.
  • Ein weiteres großes EVU hat den Ansatz der „Innovation in der Fläche“, um die dezentral strukturierte Energiewende zu fördern und wird sich ggf. von Großkraftwerken außerhalb der EE verabschieden.
  • Ein großer Netzbetreiber bedient das Modell „Systemkoordinator“. Die eigentlichen Infrastrukturkosten in Deutschland werden als „Public Private Partnership“ aufgesetzt. Im konkreten Fall ist dies aus gesellschaftlicher Sicht nicht fair, da fehlende Mittel absehbar waren. Allerdings kann die Kapitalbereitstellung auch über Regulierungsforderungen zum Thema „Netzstabilität“ erfolgen. Warum sollte man nicht die Netzanbindung von Großprojekten mit einer Art Betreibermodell an private Investoren ausschreiben?
  • Einige Energiegiganten (z. B. in Frankreich) setzen weiterhin auf eine 100 % staatlich gelenkte Versorgung. Fraglich ist, ob es nicht einer staatlichen Energieplanungsbehörde bedarf. Denn es besteht die Gefahr, dass es zu einem Zusammenbruch wie in den alten kommunistischen Ländern kommen könnte.

5. Stadtwerke entwickeln sich zum regionalen Energiemanager

Wenn die Energiewende Subsidiarität erfordert, muss die Rolle der Stadtwerke in der Energiewende geklärt werden. Auch 15 Jahre nach der Marktliberalisierung hat sich das vielbeschworene Stadtwerkesterben – statistisch gesehen – nicht eingestellt. Der Anzahl nach ist sogar ein Wachstum zu verzeichnen und mit dem Trend zur kommunalen Konzessionsübernahme erleben Stadtwerke in der öffentlichen Wahrnehmung aktuell eine Renaissance. Ein wesentlicher Treiber ist, dass die Politik die vorab beschriebene Strömung zur Subsidiarität aufgreift. Zudem hält sich die Meinung, dass mit der Rekommunalisierung magere Kommunalfinanzen auf einfachem Weg angereichert werden können.

Rekommunalisierung alleine kann in der Energiewende jedoch kein Erfolgsrezept sein. Die neu gegründeten Stadtwerke werden, ebenso wie die altetablierten, sehr kurzfristig mit den strukturellen Veränderungen durch die Energiewende konfrontiert werden. Diese äußern sich in einer durchgängig erhöhten Komplexität des Gesamtsystems. Exemplarisch seien hier Endkundenvertrieb, Smart Grid und Regulierung angeführt.

Im Endkundenvertrieb hat das Preiskampfende um Haushaltskunden bei einfachen Stromangeboten begonnen. Bündelprodukte aus verschiedenen Basisprodukten wie Gas, Strom und Telefonie haben lediglich zu erhöhter Komplexität im Vertrag geführt, aber dem Kunden keinen Mehrwert geboten und sind somit kein vertriebliches Erfolgsmodell. Die Energiewendediskussionen verdeutlichen dem Haushaltskunden, dass zukünftig integrierte Energielösungen erforderlich sind. Der Vertrieb muss sich mit Themen wie Hausautomatisierung und integrierten Lösungen zur (erneuerbaren) Energieversorgung des Haushalts bis hin zur Energieautarkie auseinandersetzen.

Smart Grid steht exemplarisch für die erhöhten und in vielen Bereichen völlig neuartigen technischen Anforderungen. Stromnetzautomatisierung ist kein neues Thema für die Energiewirtschaft. Für Stadtwerke als Verteilnetzbetreiber indes schon, und viele kommen bereits mit zukunftsfähigen Smart Metering-Programmen an ihre Belastungsgrenze. Neue Technologien werden erforderlich, wie der kosteneffiziente Aufbau und Betrieb hochwertiger IT-Netze zur Stromnetzsteuerung in einer von kleinteiliger dezentralen Erzeugung und Elektromobilität geprägten Welt. Pilotprojekte mit 100 Smart Metern, 20 Elektrofahrzeugen oder 10 Ladesäulen sind überschaubar. Die Herausforderung liegt nicht in der Einbindung in den operativen Betrieb, sondern in der Skalierung über das gesamte Versorgungsgebiet.

Auch auf Seiten der Regulierung ist man bemüht, einen Beitrag zur Komplexität zu leisten, was die Stadtwerke langfristig überfordern wird. Sowohl in der Regelungsbreite als auch -tiefe werden völlig neue Dimensionen erreicht. Entlang der Wertschöpfungskette werden Marktrollen kleinteiligst ausgestaltet und auf der Technikseite einzelne Netzkomponenten in bisher nicht dagewesenem Detailgrad im einzelnen Regelungsfall spezifiziert, so z. B. das Schutzprofil für Smart Meter.

Stadtwerke wirtschaften weitestgehend im Selbstverständnis der regionalen Versorgungspflicht und sehen sich als Dienstleister in der Region. Während die großen Stadtwerkekonzerne die beschriebene Komplexität auch in Zukunft bewältigen, wird der Großteil der Stadtwerke aufgrund der geringeren Personalstärke von dieser Komplexität überfordert sein.

Die Energiewende wird Subsidiarität erfordern und ein Agieren in kleinteiligen Zellen und horizontalen Netzwerken fördern. Diese Zellen und Netze überlagern Regionen und verhalten sich in ihrer Zusammensetzung dynamisch. Stadtwerke stehen vor der primär kulturellen Herausforderung, sich vom Dienstleister in der Region zum Energiemanager für die Region zu wandeln.

Innovatives Netzwerk als Erfolgsmodell

Wesentliche Bestandteile der Diskussionen zu Smart (Micro-)Grids und der Energiewende drehen sich um neue Geschäftsmodelle und Marktteilnehmer. Aggregatoren sind das Schlagwort. Diese müssen nicht ausschließlich auf Volumen ausgelegt sein, auch die Bündelung technischer Kompetenz kann Angebotsinhalt sein. Dabei treten diese Aggregatoren nicht zwangsweise in Konkurrenz zu etablierten Strukturen auf, sondern verstehen sich durchaus als Dienstleister für etablierte Anbieter und bieten spezifische Kompetenzen. Es gibt bspw. Aggregatoren im klassischen Sinn, die Demand Response-Leistungen anbieten. Ein anderer Akteur hilft Netzbetreibern bei der Systemintegration erneuerbarer Energien.

Erfolg bedeutet für Energieversorger zukünftig nicht, möglichst viele Leistungen selbst zu erbringen, sondern ein innovatives Netzwerk aus markt- und technikseitigen Spezialisten zu koordinieren. Die Zulieferindustrie hat diesen Trend bereits erfolgreich aufgegriffen und schmiedet Netzwerke für die Energiewende, neudeutsch „EcoSysteme“.

R. Adam, Director Energy & Smart Grid EMEAR, Cisco Systems, Hallbergmoos; L. Einhellig, Manager Energy & Resources, Deloitte, München; A. Herzig, Lead Partner Business Risk Solutions, Deloitte, Stuttgart
roladam@cisco.com
LEinhellig@deloitte.de
AHerzig@deloitte.de

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