Liebe Leserinnen und Leser,

das Bundeskabinett hat die Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in der vergangenen Woche verabschiedet. Und auch wenn der darin enthaltene Einstieg in die verpflichtende Direktvermarktung den bne grundsätzlich zufrieden stellt: Der Gesetzentwurf muss noch bei der alternativen Vermarktung von Ökostrom und bei den Regelungen zum Eigenstromverbrauch nachgebessert werden. Was genau der bne fordert, lesen Sie unter TOP NEWS I.

Außerdem ist etwas faul – nicht im Staate Dänemark, sondern bei den Abrechnungsentgelten, die alle Strom- und Gaskunden in Deutschland über ihre Rechnung zahlen. Der bne hat diese analysiert und festgestellt, dass die Höhe der Entgelte je nach Verteilnetzbetreiber sehr stark variiert. Mindestens 500 Millionen Euro könnten Verbraucher pro Jahr weniger an Abrechnungsentgelten zahlen. Mehr dazu unter TOP NEWS II.

Weitere wichtige Energienachrichten aus Bonn, Berlin und Brüssel:

1. TOP NEWS I: Gesetzentwurf zur EEG-Reform verabschiedet +++ bne kritisiert Ansatz bei Belastung des Eigenstromverbrauchs

2. TOP NEWS II: bne kritisiert Höhe der Abrechnungsentgelte +++ Einsparpotential von 500 Millionen Euro pro Jahr

3. EU I: Kommission verabschiedet Beihilfeleitlinien zu Energie und Umweltschutz

4. EU II: ACER fordert häufigere Veröffentlichung der nationalen 10-Jahres-Netzentwicklungspläne

5. EU III: ACER kritisiert Netzwerkcode Regelenergie von ENTSO-E

6. BUNDESTAG: Redispatch-Häufigkeit innerhalb von drei Jahren um das Fünffache gestiegen

7. BUNDESWIRTSCHAFTSMINISTERIUM: Monitoringbericht zum Stand der Energiewende 2013 veröffentlicht 

8. RECHT: Bundesfinanzhof verurteilt Versorger auch dann zur Zahlung der Stromsteuer, wenn Kunden zahlungsunfähig sind

9. BUNDESNETZAGENTUR I: BNetzA untersucht rechtlichen Rahmen der Reservekraftwerksverordnung +++ bne begrüßt gründliche Analyse der Notwendigkeit von Reservekraftwerken

10. BUNDESNETZAGENTUR II: Vizepräsident vorgeschlagen, Vorsitzender des Beirats gewählt

11. BUNDESNETZAGENTUR III: Kraftwerksliste aktualisiert

12. BUNDESNETZAGENTUR IV: Ab 1.10. geltende Nachrichtenformate veröffentlicht

13. GAS I: Netzentwicklungsplan Gas 2013 veröffentlicht

14. GAS II: Neuregelungen für die Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz

15. GAS III: Evaluierungsberichte zum Konvertierungssystem veröffentlicht

16. ERNEUERBARE: Ökostromanbieter legen Vermarktungs-Modell vor

17. STUDIE I: Kommunen sind die schlechteren Unternehmer

18. STUDIE II: Wechsel aus Grundversorgungstarif erspart bis zu 300 Euro jährlich

19. STUDIE III: Energieeffizienz ermöglicht Einsparungen von bis zu 20 Milliarden Euro im Jahr 2035

20. STUDIE IV: Ökostrom kommt vor allem aus dem Ausland +++ Herkunftsnachweise zu billig


1. TOP NEWS I: Gesetzentwurf zur EEG-Reform verabschiedet +++ bne kritisiert Ansatz bei Belastung des Eigenstromverbrauchs

Am 8. April hat das Bundeskabinett den Gesetzentwurf zur „grundlegenden Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und zur Änderung weiterer Bestimmungen des Energiewirtschaftsrechts“ verabschiedet. Mit dem Einstieg in die verpflichtende Direktvermarktung für Neuanlagen bringt das Gesetz einen wichtigen und vom bne seit langem geforderten Paradigmenwechsel beim Ausbau erneuerbarer Energien mit sich (siehe hierzu auch bne-Newsletter vom 13. März). In puncto alternative Vermarktung von Ökostrom und bei den Regelungen zum Eigenstromverbrauch sieht der bne allerdings noch Nachbesserungsbedarf.
Der Grund: Vermarktungswege für Ökostrom außerhalb des Marktprämienmodells werden durch die EEG-Reform nach derzeitigem Stand unnötig erschwert. „Wir plädieren für die Beibehaltung der anteiligen Direktvermarktung“, betont bne-Geschäftsführer Busch. Teilmengen des produzierten Stroms können so direkt an einen Endkunden fließen, etwa in der näheren Umgebung einer Anlage. Ein solches Modell ist nach bne-Einschätzung für regionale Ökostrom-Produkte interessant. Für die außerhalb des Marktprämienmodells vermarkteten Strommengen würde keine Förderung anfallen, auf diese Weise die EEG-Umlage entlastet und die Gesamtkosten für die Verbraucher würden sinken. Dies wäre aus bne-Sicht ein wichtiger Schritt, die Erneuerbaren aus dem Subventionssystem herauszuführen.

Kritisch sieht der bne zudem die geplanten Regelungen zur Belastung des Eigenstromverbrauchs. Während Industriebetriebe weiterhin Ausnahmen erhalten, wird es in Zukunft insbesondere für Mieter nahezu unmöglich, von Eigenstrommodellen zu profitieren. Laut EEG-Reform soll für Anlagen, die Strom für den Eigenverbrauch produzieren, eine verminderte EEG-Umlage von 50 Prozent anfallen. Das Gesetz legt zudem fest, dass Eigenversorger auch Betreiber der Anlage sein müssen. „Damit werden innovative Vermarktungsmodelle, bei denen Dritte attraktive Eigenverbrauchslösungen für Mietshäuser anbieten, ausgeschlossen. Mieter werden damit gegenüber Eigentümern benachteiligt“, kritisiert Busch. Der bne plädiert daher dafür, bei der Belastung des Eigenstromverbrauchs weiterhin auch Geschäftsmodelle durch wettbewerbliche Anbieter zu ermöglichen. Aus bne-Sicht taugt die nun geplante Belastung des Eigenverbrauchs ohnehin nicht, um das Kostenproblem bei der Energiewende in den Griff zu bekommen. „Die Maßnahmen sind nur kurzfristige Arbeit an Symptomen. Das zentrale Problem liegt in einer nicht mehr zeitgemäßen und ausufernden Umlagesystematik; neben der EEG-Umlage fallen auf den Strompreis ja noch Abgaben für KWK, Offshore-Wind sowie die Stromsteuer und die Konzessionen an“, betont Busch. Der bne plädiert daher für eine umfassende Lösung: Die Erhebung von Umlagen und Abgaben auf den Stromverbrauch müsse neu geregelt werden.

Zum Download:

Der Entwurf des Bundeskabinetts zur EEG-Reform

Die Pressemitteilung des bne

 

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2. TOP NEWS II: bne kritisiert Höhe der Abrechnungsentgelte +++ Einsparpotential von 500 Millionen Euro pro Jahr

Pro Jahr zahlen Energieverbraucher in Deutschland über 700 Millionen Euro für von den Verteilnetzbetreibern im Strom- und Gasbereich erhobene Abrechnungsentgelte. Bei einer Analyse hunderter Preisblätter durch den bne zeigte sich, dass die Höhe der Abrechnungsentgelte je nach Verteilnetzbetreiber sehr stark variiert – der Verband veröffentlichte diesen Missstand in einer Pressemitteilung am 26. März. „Da ist viel Willkür zu Lasten der Verbraucher am Werk“, kritisiert bne-Geschäftsführer Robert Busch. So fallen bei Kunden mit durchschnittlichem Strom- oder Gasverbrauch je nach Netzbetreiber vor Ort zwischen 1,80 Euro (Weilerbach) und knapp 26 Euro (Staßfurt) pro Jahr an. Sollte ein Kunde eine häufigere Abrechnung verlangen, muss er häufig den gleichen Betrag für jede weitere Abrechnung nochmals bezahlen. 

Noch deutlicher sind die Unterschiede bei Kunden mit höheren Energieverbräuchen und monatlichen Abrechnungen, also etwa der Industrie oder größerem Gewerbe. Hier liegt die Spannbreite der von den Verteilnetzbetreibern verlangten Abrechnungsentgelte nach bne-Analyse zwischen 4,80 Euro und 780 Euro pro Jahr. Eine einheitliche Vorgabe für die Höhe der Gebühren existiert nicht. In der Erlösobergrenze werden zwar Netznutzungsentgelte, Messentgelte und Abrechnungsentgelte berücksichtigt. Eine spezifische Kontrolle der einzelnen Entgelte  erfolgt allerdings nicht. Nach bne-Berechnung nehmen die Verteilnetzbetreiber pro Jahr 740 Millionen Euro an Abrechnungsentgelten ein; 500 Millionen ließen sich aus bne-Sicht ohne weiteres einsparen.

Für diese Berechnung wurden auf der Grundlage der ene’t-Datenbank die Entgelte der 25 günstigsten Verteilnetzbetreiber zum Maßstab genommen. Daraus ergibt sich eine Summe von knapp 240 Millionen Euro, die bei effizienten Abläufen pro Jahr an Abrechnungsentgelten anfallen dürften. „Die Politik sucht verzweifelt nach Wegen, um die ausufernden Energiekosten im Zaum zu halten. Es ist daher nicht verständlich, warum das Einsparpotential bei den Abrechnungsentgelten nicht gehoben wird“, betont bne-Geschäftsführer Busch. Nach Ansicht des bne steckt hinter der willkürlichen Erhebung der Abrechnungsentgelte die Strategie einiger Netzbetreiber, Wettbewerber um den Messstellenbetrieb aus dem Markt zu drängen. Die vom bne analysierten Daten zeigen, dass die Verteilnetzbetreiber seit der Liberalisierung des Messwesens 2008 die Preise für den Messstellenbetrieb teilweise binnen Jahresfrist um bis zu 50 Prozent gesenkt haben. Im gleichen Zeitraum erhöhten diese Unternehmen die Abrechnungsentgelte, die sie als Monopolisten in jedem Fall erhalten, deutlich. Unabhängige Messstellenanbieter haben angesichts dieser Quersubventionierung kaum Chancen, ihre Dienstleistungen kostendeckend anzubieten. „Hier muss schnell gehandelt werden, damit die Strom- und Gaskunden nicht noch mehr abgezockt und Wettbewerber aus dem Markt gedrängt werden. Eine Möglichkeit wäre, bei der anstehenden Evaluierung der Anreizregulierung das Abrechnungsentgelt komplett zu streichen“, fordert Busch.

Zum Download:

Die Pressemitteilung des bne

Das bne-Positionspapier zu Abrechnungsentgelten

 

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3. EU I: Kommission verabschiedet Beihilfeleitlinien zu Energie und Umweltschutz

Die EU-Kommission hat am 9. April die Beihilfeleitlinien für die Bereiche Energie und Umweltschutz verabschiedet. Wie im bne-Newsletter vom 8. Januar berichtet, sind die Schwerpunkte der Leitlinien unter anderem die Förderung grenzübergreifender Energieinfrastrukturen und die Genehmigung von Beihilfen zur Gewährleistung einer angemessenen Stromerzeugung. Die Beihilfen zur Gewährleistung einer angemessenen Stromerzeugung sollen laut Leitlinie dort möglich sein, wo ein tatsächliches Risiko besteht, dass die Stromerzeugungskapazitäten nicht ausreichen. Die Mitgliedstaaten können auf dieser Grundlage Kapazitätsmechanismen einführen, so die EU-Kommission. Der Einstieg in Ausschreibungsverfahren für die Zuweisung der staatlichen Förderungen ist schrittweise geplant – in den Jahren 2015 und 2016 soll dazu in den Mitgliedstaaten eine Pilotphase starten, in der Ausschreibungen für einen kleinen Teil der Stromkapazitäten erprobt werden können. In Deutschland ist dies für Freiflächen-PV-Anlagen vorgesehen.

Die neuen Leitlinien gelten ab 1. Juli 2014.

Zum Download:

Die Beihilfeleitlinien und weitere Informationen

FAQs zu den Leitlinien

 

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4. EU II: ACER fordert häufigere Veröffentlichung der nationalen 10-Jahres-Netzentwicklungspläne

Die 10-Jahres-Netzentwicklungspläne (TYNDP) der einzelnen EU-Mitgliedstaaten sollten mindestens alle zwei Jahre aktualisiert und veröffentlicht werden, um Kohärenz mit dem 10-Jahres-Netzentwicklungsplan des Verbandes der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) zu garantieren. Das geht aus einer Stellungnahme der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierer (ACER) hervor, die am 10. April veröffentlicht wurde. ACER hat für sein Dokument 28 nationale TYNDP untersucht und mit dem TYNDP von ENTSO-E abgeglichen. Dabei hat ACER unter anderem festgestellt, dass 51 Komponenten zur Investition in Übertragungsnetze, die im 10-Jahres-Plan von ENTSO-E enthalten sind, nicht in die nationalen 10-Jahres-Pläne aufgenommen wurden. ACER schlägt außerdem vor, dass in jeden nationalen Entwicklungsplan ein Kodierungssystem aufgenommen wird, dass für jedes Investment einzelne Codes enthält. 

Zum Download:

Die Stellungnahme von ACER

 

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5. EU III: ACER kritisiert Netzwerkcode Regelenergie von ENTSO-E

Am Netzwerkcode Regelenergie der ENTSO-E (Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber) müssen noch Verbesserungen vorgenommen werden. Das geht aus einer Stellungnahme hervor, die ACER (Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierer) am 21. März veröffentlicht hat. Der am 23. Dezember 2013 von ENTSO-E vorgelegte Netzwerkcode stimme in einigen Bereichen nicht mit den dazugehörigen Rahmenrichtlinien überein, kritisiert ACER. Für die Übertragungsnetzbetreiber müsse es z.B. klare und rechtsverbindliche Vorschriften geben, damit sich Integrationsmodelle für den Stromausgleich im festgelegten Zeitrahmen umsetzen ließen. ACER fordert in dem Papier einen einheitlichen Rahmen zur Förderung des Wettbewerbs zwischen Regelenergieanbietern, die Verbesserung der Effizienz von Ausgleichsmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber und mehr Anreize für die Bilanzkreisverantwortlichen zum besseren Ausgleich des Stromsystems. Der Netzwerkcode sei in seiner jetzigen Form insgesamt nicht ambitioniert genug, was die Harmonisierung und Standardisierung der Kernelemente für einen gut funktionierenden und wettbewerbsfähigen Energiemarkt angehe, so die Stellungnahme.

Zum Download:

Die Stellungnahme von ACER

 

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6. BUNDESTAG: Redispatch-Häufigkeit innerhalb von drei Jahren um das Fünffache gestiegen

Zwischen den Jahren 2010 und 2013 hat sich die Dauer der Redispatch-Eingriffe im deutschen Stromnetz fast verfünffacht. Das geht aus der Antwort der Bundesregierung vom 13. März auf eine Kleine Anfrage der Bundestagsfraktion von Bündnis 90/ Die Grünen hervor. Zum überwiegenden Teil hätten die Redispatch-Maßnahmen in den Regelzonen von 50Hertz und Tennet durchgeführt werden müssen, so die Bundesregierung. Die Kosten für die Redispatch-Maßnahmen seien von 48 Millionen Euro in 2010 auf 164,8 Millionen Euro in 2012 angestiegen.

Zum Download:

Die Antwort der Bundesregierung

Die Kleine Anfrage der Grünen

 

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7. BUNDESWIRTSCHAFTSMINISTERIUM: Monitoringbericht zum Stand der Energiewende 2013 veröffentlicht  

Die Endenergieproduktivität in Deutschland hat sich in den Jahren von 2008 bis 2012 nur um 1,1, Prozent pro Jahr gesteigert – Ziel der Bundesregierung ist eigentlich eine Steigerung von 2,1 Prozent jährlich. Das geht aus dem zweiten Monitoringbericht des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWi) „Energie der Zukunft“ hervor, den das Bundeskabinett am 8. April verabschiedet hat. Vergleicht man die Zahlen mit dem ersten Monitoringbericht des BMWi aus dem Jahr 2012, ist die Rate der Endenergieproduktivität von 2011 zu 2012 sogar um 0,3 Prozent  gesunken. Der Bruttostromverbrauch im Jahr 2012 blieb gegenüber 2011 unverändert bei 605,6 TWh. Beim Ausbau der erneuerbaren Energien hingegen befinde man sich auf Kurs, so der Bericht – ihr Anteil am Bruttoendenergieverbrauch ist 2012 auf 12,4 Prozent gestiegen gegenüber 11,5 Prozent im Vorjahr.
Eine Expertenkommission, bestehend aus Vertretern des Zentrums für Europäische Wirtschaftsforschung der Universität Heidelberg, der Technischen Universität Berlin, des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg und der AG Energiebilanzen e.V., weist in einer Stellungnahme zum Monitoringbericht auf die Bedeutung der Energieeffizienz für die gesamte Energiewende hin und sieht hier noch weiteren Handlungsbedarf.

Zu dem Bericht kann bis zum 8. Juni per Mail an die Bundesnetzagentur Stellung genommen werden.

Zum Download:

Die Langfassung des Berichts

Die Zusammenfassung des Berichts

Der Anhang zum Bericht

Die Stellungnahme der Expertenkommission

Informationen zur Konsultation

Der Vorgänger-Bericht aus dem Jahr 2012 und weitere Dokumente

 

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8. RECHT: Bundesfinanzhof verurteilt Versorger auch dann zur Zahlung der Stromsteuer, wenn Kunden zahlungsunfähig sind

Stromversorger sind auch dann die Stromsteuer schuldig, wenn sie aufgrund der Zahlungsunfähigkeit ihrer Kunden den vereinbarten Kaufpreis nicht realisieren können und deshalb selbst mit der darin enthaltenen Steuer belastet werden. Das geht aus einem Urteil des Bundesfinanzhofes (BFH) vom 17. Dezember 2013 hervor, das nun veröffentlicht wurde (VII R 8/12).
Im vorliegenden Fall hatte ein Energieversorger geltend gemacht, dass er in mehreren Fällen den vereinbarten Kaufpreis infolge von Tod oder Insolvenz der Kunden nicht erhalten habe und deshalb eine Weitergabe der Stromsteuer an die Verbraucher nicht möglich gewesen sei. Es liege ein atypischer Fall vor, der auf dem Billigkeitsweg zu einer Steuerentlastung bei dem Versorger führen müsse, so der Versorger. Der BFH folgte dieser Argumentation nicht:  Trotz dieser Umstände sei der Versorger zur Entrichtung der Stromsteuer verpflichtet. Bei den Forderungsausfällen handele es sich nicht um atypische Einzelfälle, sondern um Umstände, für die Versorger durch eine entsprechende Preiskalkulation Vorsorge treffen könnten, so der BFH. Eine Abwälzung der Steuer auf den Verbraucher bleibe so weiterhin möglich.

Zum Download:

Das Urteil

 

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9. BUNDESNETZAGENTUR I: BNetzA untersucht rechtlichen Rahmen der Reservekraftwerksverordnung +++ bne begrüßt gründliche Analyse der Notwendigkeit von Reservekraftwerken

Für Aufsehen sorgte am 10. April ein Pressebericht, wonach die Bundesnetzagentur (BNetzA) den Bau eines Reservekraftwerks in Süddeutschland vorbereite. Die Meldung bezog sich auf einen Bericht der BNetzA vom 7. März, der sich mit der „Sicherstellung der Versorgungssicherheit mit elektrischer Energie in Süddeutschland im Winter 2015/2016“ befasst. Tatsächlich gibt der Bericht nur den aktuellen rechtlichen Rahmen laut Reservekraftwerksverordnung wieder, nach dem die Übertragungsnetzbetreiber den Bedarf für ein Reservekraftwerk feststellen und bei der BNetzA anmelden können. Dies ist, wie aus dem Bericht hervorgeht, bisher nicht passiert und für den Winter 2015/16 auch nicht zu erwarten. Für den Fall, dass die Übertragungsnetzbetreiber einen solchen Bedarf für den Winter 2017/2018 feststellen, analysiert die BNetzA in ihrem Bericht das dafür notwendige langwierige europaweite Vergabeverfahren durch die Übertragungsnetzbetreiber, wie es in der Reservekraftwerksverordnung festgelegt ist. Aus der Verordnung geht hervor, dass ein Neubau nur die teuerste Ultima Ratio zur Sicherung der Versorgungssicherheit sein kann, dem andere Verfahren, wie die Sicherung von Reserveleistungen, vorzuziehen sind.
„Der bne begrüßt das sorgfältige Vorgehen der BNetzA und die Ergebnisse der Analyse. Auch der bne sieht solche staatlich legitimierten wettbewerbsfreien und für die Verbraucher sehr teuren Einzellösungen äußerst kritisch“, betont bne-Geschäftsführer Robert Busch in einem Statement vom 11. April. Aus bne-Sicht muss die Hauptaufgabe nun darin bestehen, schnell ein zukunftsfähiges marktwirtschaftliches Marktdesign in Form von Kapazitätsmechanismen zu entwickeln, welches derartige Krisenszenarien sicher ausschließt. „Es ist daher ein weiterer Verdienst der Untersuchung, dass die BNetzA den Gesetzgeber zur Schaffung eines solchen Marktdesigns auffordert und nicht den teuren, wettbewerbsschädigenden Irrweg einer strategischen Reserve beschreitet.“ Die Bundesregierung dürfe bei der Versorgungssicherheit nicht weiter auf Sicht fahren. „Aus Sicht des bne muss der Kapazitätsmarkt für gesicherte Leistung wettbewerblich, technologieoffen und europäisch ausgestaltet sein. Ob dabei zentral oder dezentral die bessere Option ist, wird sich schnell erweisen.“

Zum Download:

Das bne-Statement

 

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10. BUNDESNETZAGENTUR II: Vizepräsident vorgeschlagen, Vorsitzender des Beirats gewählt

Der Beirat der Bundesnetzagentur (BNetzA) hat in seiner Sitzung am 31. März einstimmig beschlossen, der Bundesregierung Dr. Wilhelm Eschweiler als Vizepräsident der BNetzA vorzuschlagen. Der Jurist Eschweiler leitet seit 2007 das Referat „Europäische IKT-Politik“ im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie.
In der gleichen Sitzung hat der Beirat einstimmig den wirtschafts- und energiepolitischen Sprecher der CDU/CSU-Fraktion im Bundestag, Dr. Joachim Pfeiffer, zum Vorsitzenden gewählt. Zum stellvertretenden Vorsitzenden wurde der niedersächsische Minister für Wirtschaft, Arbeit und Verkehr, Olaf Lies, gewählt.

Hintergrund:
Der Beirat ist berechtigt, Maßnahmen zu beantragen, die der Umsetzung der Regulierungsziele dienen – insbesondere auf den Gebieten der Energieregulierung und des Ausbaus der länderübergreifenden Energienetze nimmt der Beirat seine Mitwirkungs- und Anhörungsrechte wahr. Er besteht aus 16 Mitgliedern des Deutschen Bundestages sowie aus je einem Regierungsmitglied der 16 Bundesländer. Während der Beiratsvorsitzende normalerweise für zwei Jahre gewählt wird, haben sich die Vertreter der großen Koalition im Beirat darauf geeinigt, sich auf Seiten des Bundestages nach einem Jahr im Vorsitz abzuwechseln.

Zum Download:

Die Pressemitteilung der BNetzA zur Wahl des Beirats-Vorsitzenden

Die Pressemitteilung der BNetzA zum Vorschlag des Beirats-Vizepräsidenten

 

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11. BUNDESNETZAGENTUR III: Kraftwerksliste aktualisiert

Mit Stand 2. April enthält die Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (BNetzA) Erzeugungsanlagen mit einer Netto-Nennleistung von 188,4 Gigawatt (GW). Endgültig stillgelegte Anlagen werden nicht mit einberechnet. Von den genannten 188,4 GW entfallen 83,2 GW auf Erzeugung aus erneuerbaren Energien – insgesamt 78,6 GW davon sind nach dem EEG vergütungsfähig. Die einzelnen Kraftwerksdaten werden auf Grundlage von Monitoringerhebungen der BNetzA ermittelt; Kraftwerke mit einer Netto-Nennleistung von unter 10 Megawatt sind nicht aufgeführt. In der Liste sind auch in das deutsche Netz einspeisende Kraftwerksleistungen aus Luxemburg, der Schweiz und Österreich enthalten.
Ebenfalls veröffentlicht hat die BNetzA eine Liste zum erwarteten Zu- und Rückbau von Kraftwerken mit einer Netto-Nennleistung von mindestens 10 MW. Laut Liste gehen bis 2018 3600 Megawatt an konventioneller Kraftwerksleistung mehr vom Netz als neu hinzukommen.

Zum Download:

Die aktuelle Kraftwerksliste

Die Veröffentlichungen zum Zu- und Rückbau

 

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12. BUNDESNETZAGENTUR IV: Ab 1.10. geltende Nachrichtenformate veröffentlicht

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am 1. April die ab 1.10.2014 geltenden Nachrichtenformate nebst Anwendungshandbüchern veröffentlicht. Die neuen sparteneinheitlichen Nachrichtentypversionen waren im Februar konsultiert worden.
Diese Versionen gelten für alle nach GPKE / GeLi Gas, MaBiS, WiM und Marktprozesse für Einspeisestellen (Strom) umsetzungspflichtigen Marktteilnehmer verbindlich ab dem 1.10.2014.

Zum Download:

Die Mitteilung der BNetzA und die Nachrichtentypbeschreibungen

 

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13. GAS I: Netzentwicklungsplan Gas 2013 veröffentlicht

Der Netzentwicklungsplan Gas (NEP) für das Jahr 2013 ist abgeschlossen. Am Dienstag, den 18. März, veröffentlichten die Fernleitungsnetzbetreiber den NEP 2013 in finaler Fassung. Entsprechend dem Beschluss der Bundesnetzagentur vom 18. Dezember 2013  (siehe bne-Newsletter vom 8. Januar) mussten die Fernleitungsnetzbetreiber ihren Plan anpassen und einzelne geplante Maßnahmen erweitern, zwei andere dagegen ganz herausnehmen. Der Netzentwicklungsplan ist für die Fernleitungsnetzbetreiber eine verbindliche Vorgabe – darin aufgeführte Ausbaumaßnahmen müssen durchgeführt werden.

Zum Download:

Der finale NEP Gas 2013

 

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14. GAS II: Neuregelungen für die Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz

Die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan und dessen Einspeisung in das Erdgasnetz ist noch weit vom politisch gesetzten Einspeiseziel von sechs Milliarden Kubikmeter im Jahr 2020 entfernt. Die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR) hat daher den Leitfaden Biogasaufbereitung und -einspeisung in das Erdgasnetz komplett überarbeitet und die Neuauflage am Donnerstag, den 27. März veröffentlicht. Der Leitfaden enthält umfassende Informationen zu Technologie, rechtlichen Grundlagen, Wirtschaftlichkeit und Potenzialabschätzungen.

Zum Download:

Der Leitfaden Biogasaufbereitung und -einspeisung

 

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15. GAS III: Evaluierungsberichte zum Konvertierungssystem veröffentlicht

Von der politischen Diskussion kaum beachtet ist die Tatsache, dass Marktgebietsverantwortliche (MGV) Entgelte und Umlagen erheben können, die ihre tatsächlichen Aufwendungen vielfach übersteigen. Hierzu zählt auch das Konvertierungssystem im Gasmarkt. Wohl deshalb sind die neuen Evaluierungsberichte von NCG und GASPOOL für das Gaswirtschaftsjahr 2012/2013 nur bei gezielter Suche auf deren Internetseiten zu finden. Die MGV sind nach der Festlegung KONNI verpflichtet, das Konvertierungssystem regelmäßig zu evaluieren und der Bundesnetzagentur (BNetzA) jährlich zum 1. Februar einen Bericht hierüber vorzulegen. Die Erkenntnisse aus den Berichten veranlassen die MGV jedoch nicht zu einem Umdenken oder zum Verzicht auf die Erhebung des Konvertierungsentgelts.
NCG stellt in seinem Bericht fest: „Die Erlöse aus dem Konvertierungssystem liegen beim aktuellen Nutzungsverhalten der Marktteilnehmer sowie durch den Einsatz technischer Konvertierungsmöglichkeiten nach wie vor über den Aufwendungen aus der Konvertierung.“ Daran ändere auch die stetige Absenkung des Konvertierungsentgelts nichts. „Trotzdem sei eine weitere deutliche Inanspruchnahme der bilanziellen Konvertierung, z.B. zur Reduzierung von Lastspitzen in einer Gasqualität, zu erwarten“, heißt es weiter. Für NCG offenbar Begründung genug, an der Erhebung eines Konvertierungsentgelts festzuhalten, was vermutlich dazu führen wird, dass Überschüsse auf dem Konvertierungskonto (Stand 31.12.2013: über 9 Millionen Euro) weiter wachsen werden.

Im Marktgebiet GASPOOL, das über gar keine Anlagen zur technischen Konvertierung verfügt, erfolgt der Ausgleich allein über eine sog. kommerzielle Konvertierung. Dabei wird ein Teil des angefallen externen Regelenergieaufwands der Konvertierung zwischen den beiden Gasqualitäten (H- und L-Gas) im Marktgebiet zugeschrieben. Eine Zusammenarbeit zwischen den beiden MGV zur Reduzierung des Gesamtaufwands für Regelenergie und Konvertierung findet jedoch nicht statt.

Zum Download:

Der Evaluierungsbericht von NCG

Der Evaluierungsbericht von GASPOOL

 

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16. ERNEUERBARE: Ökostromanbieter legen Vermarktungs-Modell vor

Mit dem Ende des Grünstromprivilegs stellt sich die Frage, ob neben der Hinterlegung von Graustromprodukten mit europäischen Herkunftsnachweisen eine andere Form der wirtschaftlich umsetzbaren Grünstromvermarktung geschaffen werden kann – insbesondere in Kombination mit der Direktvermarktung. Hintergrund: Mit dem aus bne-Sicht richtigen Wegfall des Grünstromprivilegs besteht keine Möglichkeit mehr, Ökostromprodukte mit einer direkten geographischen Anlageherkunft wettbewerbsfähig anzubieten. Der bne setzt sich deshalb unter anderem für einen Erhalt der anteiligen Vermarktung im EEG ein. Weitere Modelle, mit denen sich für interessierte Abnehmer eine geschlossene Lieferkette von EEG-Strom nachweisen ließe, werden derzeit von den Marktteilnehmern diskutiert.

Die Ökostromanbieter Elektrizitätswerke Schönau, Greenpeace Energy eG und Naturstrom AG stellten am 19. März dazu ihr Ökostrom-Markt-Modell (ÖMM) vor. Das ÖMM soll es laut den Initiatoren ermöglichen, die Grünstromqualität von EEG-Strom zu erhalten. Anlagenbetreiber schließen dazu einen Vertrag mit einem Energieversorger, der das ÖMM nutzen will. Für den gelieferten Strom erhält der Betreiber den Marktpreis; die Differenz zur Marktprämie wird weiter von Netzbetreibern ausgeglichen. Das Modell sieht vor, dass Energieversorger, die das Modell nutzen, pro Kilowattstunde eine Zahlung von 0,25 Cent an das EEG-Konto leisten. Zudem sollen sie verpflichtet werden, eine bestimmte Menge Ökostrom aus fluktuierenden Quellen zu beziehen. Die Höhe soll sich an der EEG-Quote bezogen auf den nicht privilegierten Letztbrauch orientieren. Laut Naturstrom entspricht dies im laufenden Jahr einer Quote von 39 Prozent. Vorgesehen ist darüber hinaus eine Integrationszahlung, mit der Energieversorger angereizt werden sollen, Angebot und Nachfrage der fluktuierenden Strommengen in ihrem Bilanzkreis in Einklang zu bringen. Gelingt dies nicht, können die überschüssigen fluktuierenden Strommengen an der Börse vermarktet werden. Der Energieversorger muss dann laut Modell eine Zahlung von 2 Cent pro Kilowattstunde an das EEG-Konto leisten. Mit seinem „Kundenmarktmodell“ hat Clean Energy Sourcing ebenfalls ein Modell vorgelegt, um Grünstromprodukte mit regionalem Bezug zu ermöglichen. Es handelt sich dabei um eine Möglichkeit, ohne Belastung des EEG-Kontos die Grünstromeigenschaft direkt vermarkteter Anlagen an den Kunden durchzureichen.

Zum Download:

Das Hintergrundpapier zum Modell

Die Zusammenfassung des energiewirtschaftlichen Gutachtens

Das energiewirtschaftliche Gutachten

Die Zusammenfassung des Rechtsgutachtens

Das Rechtsgutachten

Die gemeinsame Presseerklärung

Das Kundenmarktmodell von Clean Energy Sourcing

 

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17. STUDIE I: Kommunen sind die schlechteren Unternehmer

Die wirtschaftliche Betätigung von Kommunen – und damit auch die Rekommunalisierung im Energiesektor – ist mit einer Reihe von Risiken behaftet und führen mitunter zu einer Diskriminierung privater Wettbewerber. Dieses Fazit zieht das Deutsche Steuerzahlerinstitut (DSi) in seiner am 6. April veröffentlichten Studie „Staat vor Privat? Risiken kommunaler Wirtschaftstätigkeit“. In der Studie werden nicht nur die Risiken untersucht, die mit einem wirtschaftlichen Engagement von Kommunen verbunden sind, sondern auch konkrete Fallbeispiele genannt. So habe beispielsweise die Netz Leipzig GmbH von 2009 bis 2012 ein Negativergebnis von knapp 30 Millionen Euro erwirtschaftet, schreiben die Autoren. Bei der enercity Netzgesellschaft mbH (einer hundertprozentigen Tochter der Stadtwerke Hannover) belaufe sich der Fehlbetrag für den gleichen Zeitraum gar auf 36 Millionen Euro. Weder wettbewerbspolitische noch umweltpolitische Argumente sprächen für die wirtschaftliche Betätigung von Kommunen. Die preisgünstigeren Angebote zum Beispiel, mit denen Kommunen werben, seien „politisch gesetzte Preise“, für die – wenn sie unter dem ökonomisch effizienten Preis des Wettbewerbs liegen – Subventionen notwendig sind. Für die Verbindlichkeiten und Zuschussbedarfe öffentlich-rechtlich organisierter Unternehmen müsse der Steuerzahler in der Regel uneingeschränkt aufkommen.

Zum Download:

Die Studie des DSi

 

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18. STUDIE II: Wechsel aus Grundversorgungstarif erspart bis zu 300 Euro jährlich

Beim Anbieterwechsel vom Grundversorger zum günstigsten Stromanbieter vor Ort lassen sich fast überall in Deutschland bis zu 300 Euro pro Jahr sparen. Zu diesem Ergebnis kommt das Portal Stromauskaunft.de in seiner am 26. März veröffentlichten Studie „Stromvergleich in Deutschland“. Im Rahmen der Studie wurden die Strompreise von 1.437 Städten in Deutschland analysiert. Betrachte man die Grundversorgungstarife für die zehn größten Städte Deutschlands, so die Autoren, sei Strom besonders teuer in Essen, Stuttgart und Frankfurt am Main. Wechsele beispielsweise ein in Frankfurt wohnender Verbraucher aus der Grundversorgung heraus zu einem günstigen Anbieter, könne er bis zu 316 Euro pro Jahr sparen, in Essen liegt das Sparpotenzial bei einem Wechsel aus der Grundversorgung bei bis zu 286 Euro, in Berlin bei 279 Euro.

Zum Download:

Die Tabelle „Stromvergleich Deutschland“ mit den 1.437 Städten

Die Deutschlandkarte „Atlas für Strompreise“

 

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19. STUDIE III: Energieeffizienz ermöglicht Einsparungen von bis zu 20 Milliarden Euro im Jahr 2035

Wenn der Stromverbrauch in den nächsten 20 Jahren um 10 bis 35 Prozent gegenüber heute reduziert wird, wären 2035 Einsparungen bei den Energiekosten zwischen 10 und 20 Milliarden Euro möglich. Das ist ein Ergebnis der Studie „Positive Effekte von Energieeffizienz auf den deutschen Stromsektor“, die am 19. März von der Agora Energiewende vorgestellt wurde. Unter bestimmten Umständen, so die Autoren, könne sogar der bis 2050 notwendige Übertragungsnetzausbau um bis zu 50 Prozent reduziert werden – im Vergleich zu einem Effizienzpfad ohne große Stromsparambitionen. In der Studie, die von der Prognos AG und dem Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) der RWTH Aachen erstellt wurde, wurden die Auswirkungen von fünf Szenarien mit unterschiedlichen Verläufen des Stromverbrauchs untersucht. Zwei Szenarien bilden augenscheinlich die Präferenzmodelle. Dies ist zum einen ein sogenanntes „Effizienz-Plus“ Szenario, das im Wesentlichen auf eine jährliche Einsparverpflichtung von 0,5 Prozent durch die Energieunternehmen setzt. Das zweite Szenario nennt sich „Energiekonzept“, es geht von deutlich verstärkten Effizienzbemühungen aus. Enthalten sind beispielsweise fünf Milliarden Euro jährliches Fördervolumen für den Gebäudebestand.
Den Effekt für den Stromverbrauch im Jahr 2050 (gegenüber dem Basisjahr 2012) bei „Effizienz-Plus“ beziffert die Studie aus Minus  69 Terrawattstunden (TWh), im „Energiekonzept“-Szenario liegt dieser Wert bei Minus 117 TWh. Bei den Kosteneinsparungen pro MWh Strom erzielt das „Effizienzplus-Szenario“ die besten Ergebnisse. Ein positiver Effekt für den Netzausbau wird in Abhängigkeit von der Verringerung des Stromverbrauchs festgestellt. Was die Umsetzung der Szenarien kostet, wurde nicht berechnet.

Zum Download:

Die Studie

 

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20. STUDIE IV: Ökostrom kommt vor allem aus dem Ausland +++ Herkunftsnachweise zu billig

Von den rund 136 Terrawattstunden (TWh) Strom aus EE-Anlagen, die in 2012 in Deutschland erzeugt wurden, standen nur 26 TWh für den Handel mit Ökostrom zur Verfügung. Der überwiegende Anteil des als „Ökostrom“ vermarkteten Stroms beruhte auf dem Handel mit Herkunftsnachweisen und stammte aus dem EU-Ausland. Zu diesem Schluss kommt das Umweltbundesamt in seiner „Marktanalyse Ökostrom“, die am 17. März veröffentlicht wurde. Für die im Auftrag des Bundesumweltministeriums erstellte Marktanalyse wurde der Ökostrommarkt in Bezug auf sein Volumen, seine Funktionsweise, seine Hemmnisse und seine Entwicklungsperspektiven analysiert. Die Preise der Herkunftsnachweise seien nicht hoch genug, um den Ausbau der erneuerbaren Erzeugung zu finanzieren, so die Autoren. Der Zubau neuer Anlagen werde stattdessen durch die EEG-Umlage finanziert. Außerdem würden die niedrigen Preise der Herkunftsnachweise zu Ökostromtarifen führen, die sich von Graustromtarifen kaum unterscheiden würden.

Zum Download:

Der Endbericht der Marktanalyse

 

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