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1 Einführung in:

PwC Düsseldorf

Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, page 1 - 14

Band II Strommarkt

1. Edition 2017, ISBN print: 978-3-648-09631-4, ISBN online: 978-3-648-09633-8, https://doi.org/10.34157/9783648096338-1

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Schwieters 1 1 Einführung 1.1 Energiewende und Strommarktdesign Mit dem Pariser Klimaabkommen „COP21“, das im November 2016 in Kraft trat, hat die globale Energiewende ein konkretes Datum bekommen: Von 2050 an soll nicht mehr Kohlendioxid emittiert werden als gleichzeitig absorbiert wird. In Deutschland hatte die BReg bereits 2010 die Energiewende ausgerufen und beschlossen, die Treibhausgas-Emissionen bis 2050 im Vergleich zu 1990 um 80 bis 95% zu vermindern. Der „Klimaschutzplan 2050“ vom November 2016 bekräftigt diese Zielsetzung und die Absicht, „in diesem Rahmen einen angemessenen Beitrag zur Umsetzung der Verpflichtung von Paris zu leisten, auch mit Blick auf das im Übereinkommen von Paris vereinbarte Ziel der weltweiten Treibhausgas-Neutralität im Laufe der zweiten Hälfte des Jahrhunderts“1. Die Energiewende forciert den Wandel, den die Energiewirtschaft seit dem Ende der Energiemonopole in den letzten zwei Jahrzehnten erlebt hat, angefangen mit der Liberalisierung Ende der 90er Jahre. Allerdings haben die Umwälzungen der letzten Jahre, insb. der beschleunigte Ausstieg aus der Kernenergie in Deutschland nach dem Unglück von Fukushima und der massive Zuwachs an Strom aus erneuerbaren Energien, viele der zuvor sehr erfolgreichen Unternehmen der Energiebranche überrascht und zu tiefgreifenden Veränderungen in ihrer strategischen Ausrichtung gezwungen. Auch neue Marktteilnehmer, die große Erwartungen auf den Ausbau der erneuerbaren Energien oder zunehmende Energieeffizienzanstrengungen gesetzt haben, müssen sich einem schwierigen Marktumfeld mit häufig wechselnden politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen stellen. Die Liberalisierung der Energiewirtschaft stellte die Energieversorger vor die Frage, wie ein nicht speicherbares Produkt „Strom“ auf Märkten gehandelt werden kann. Die Einführung eines Großhandelsmarktes für Energielieferungen, auch Energyonly-Markt (EOM) genannt, in den die Kraftwerke in der Rangfolge ihrer Grenzkosten (Merit-Order) einliefern2, war die Antwort darauf. Die Aussicht auf steigende Energiepreise veranlasste die Unternehmen zu umfangreichen Kraftwerksinvestitionen im In- und Ausland; weitere erhebliche Bilanzverlängerungen ergaben sich mit der Ausweitung der Handelsaktivitäten. Das „Energiekonzept der Bundesregierung für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung“ v. 28.09.2010 und der unerwartete Erfolg der erneuerbaren Energien haben diesen 1 Vgl. BMUB, Klimaschutzplan 2050, 14.11.2016, abrufbar unter: http://bit.ly/2fBrXeo; siehe auch unten Abschnitt 3.1.2.2 (Umwelt- und klimapolitische Richtlinien). 2 Vgl. dazu ausführlich unten Abschnitt 2.3.1.3 (Preisbildung an der Börse). Kapitel 1 Einführung 2 Schwieters Unternehmensstrategien die Grundlage entzogen. Ziel ist es, bis 2050 den Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch auf 60 % und an der Stromversorgung sogar auf 80 % zu erhöhen; der Bruttostromverbrauch soll insgesamt gegenüber dem Bezugsjahr 2008 bis 2050 um 25 % reduziert werden. Hier zeigt sich eine tektonische Verschiebung der politischen Zielsetzung im magischen Dreieck der Energiepolitik: Versorgungssicherheit ist nach wie vor unverzichtbar, gesellschaftlich und politisch gewollt ist es aber, über einen definierten Zeitraum auf einem definierten Pfad die weitgehend CO2-freie Energieversorgung zu erreichen, und zwar zu möglichst niedrigen Kosten. Mit 32 % der deutschen Bruttostromerzeugung (185 TWh) deckten die erneuerbaren Energien 2016 einen erheblichen Teil der Energieversorgung ab, an zweiter Stelle nach der Braunkohle und vor Steinkohle und Kernenergie3. Der Anteil liegt etwa auf dem Niveau des Vorjahres, geschuldet einem schwachen Onshore-Windjahr und einem Rückgang an Solarenergie aufgrund von Wetterbedingungen und geringem Ausbau, deutlich unter dem Ausbauziel von 2,5 GW. Kompensierend hierzu konnte die Bruttostromerzeugung aus Offshore-Windenergie zuletzt um 50 % auf 12 TWh gesteigert werden. Den größten Anteil an der Erzeugung aus erneuerbaren Energien hat Onshore-Wind mit 66 TWh, gefolgt von Photovoltaik mit 37,5 TWh4. In Anbetracht dieser Entwicklung erscheinen die von der BReg angestrebten Ausbauziele für die Nutzung der erneuerbaren Energien im Stromsektor (Anteil von 40 bis 45 % an der der Stromerzeugung im Jahr 2025, 55 bis 60 % im Jahr 20355) erreichbar. Ist das unter den Bedingungen konventioneller, i.W. oligopolistischer Erzeugung entwickelte Marktdesign auch bei einer zunehmend erneuerbaren Stromproduktion noch angemessen? Die Frage ist, wie ein so hoher Anteil von erneuerbaren Energien in den Strommarkt integriert werden kann und Marktpreissignale das Angebot und die Nachfrage so steuern, dass die Ziele der Energiewende im Trilemma von Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit und Wirtschaftlichkeit erreicht werden. Das bisherige Strommarktdesign gibt Anlass zu Zweifeln an der Funktionsfähigkeit: Ist es Ausdruck wirtschaftlicher Ressourcenallokation, wenn in Form negativer Strompreise, wie sie aufgrund des massiven Anfalls von Windstrom z.B. über Weihnachten 2016 zu verzeichnen waren6, dafür bezahlt werden muss, dass teuer 3 Das BMWi gibt hingegen mit Stand v. Februar 2017, Erneuerbare Energien, 192 TWh und 29 % an, abrufbar unter: http://bit.ly/2lUxCzc. 4 Vgl. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme, Stromerzeugung in Deutschland im Jahr 2016, abrufbar unter: http://bit.ly/2qBz37u. 5 Abrufbar unter: http://bit.ly/2d2Jcn7. 6 Vgl. http://bit.ly/2iMob6S; siehe auch unten Abschnitt 2.3.1.3 (Preisbildung an der Börse). Kernfragen des Strommarktdesigns Abschnitt 1.2 Schwieters 3 produzierter Strom abgenommen, gewissermaßen „entsorgt“ wird, weil er überflüssig ist? Ist es Ausdruck eines funktionsfähigen Strommarktes im vorgenannten Sinne, wenn derzeit v.a. Kohlekraftwerke am Netz sind, emissionsärmere Gaskraftwerke weitgehend stillstehen7 und die politische Diskussion um die Zwangsstilllegung von Kohlekraftwerken geführt wird? Ist es Ausdruck eines funktionsfähigen Strommarktes, wenn Verbraucher andere Preise sehen als die Produzenten, weil Steuern, Umlagen und andere Abgaben die Marktpreissignale überlagern? Mit dem StrommarktG8 hat die BReg 2016 die Weichen für ein überarbeitetes Strommarktdesign gestellt. Reichen diese Vorschläge aus für die angestrebte Transformation unserer Energieversorgung und -nutzung? Und welche Konsequenzen hat das für Unternehmen und Verbraucher? Eine Antwort auf diese Fragen erfordert die intensive Auseinandersetzung mit den Regeln und der Funktionsweise des aktuellen Strommarktes und den im abgelaufenen Jahr veröffentlichten neuen Regelwerken und Konzepten. 1.2 Kernfragen des Strommarktdesigns Die Energiewirtschaft ist als strategischer Sektor hochgradig reguliert. Sie ist aber in Deutschland zugleich in das wirtschaftliche Ordnungssystem der sozialen Marktwirtschaft eingebettet. Unbeschadet einer starken Rolle des Staates sollten also wettbewerbliche Ordnungselemente das Marktdesign bestimmen. Nach Walter Eucken, einem der Väter der sozialen Marktwirtschaft, sollen in einer Wettbewerbsordnung Anbieter und Nachfrager ihre individuellen Wirtschaftspläne aufstellen und über den Preismechanismus koordinieren. Es ist die Aufgabe der Ordnungspolitik, die Spielregeln und Rahmenbedingungen für das Handeln der Individuen festzulegen9. Im Mittelpunkt steht die „Herstellung eines funktionsfähigen Preissystems vollständiger Konkurrenz“10. Daraus leitet Eucken die konstituierenden Prinzipien der Wettbewerbsordnung ab: Das Primat der Währungspolitik, offene Märkte, Privateigentum, Vertragsfreiheit, Haftung, die Konstanz der Wirtschaftspolitik und die Zusammengehörigkeit der konstituierenden Prinzipien11. 7 Vgl. dazu unten Abschnitt 3.5.4.2 (Wirtschaftliche Situation der Gaskraftwerke). 8 Gesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz) v. 26.07.2016, BGBl. I, S. 1786. 9 Vgl. Walter Eucken, Grundsätze der Wirtschaftspolitik, Hamburg 1959, S. 154 ff. 10 Ebenda, S. 160. 11 Ebenda, S. 160–178. Kapitel 1 Einführung 4 Schwieters Es liegt nahe, die Ausgestaltung des Strommarktdesigns vor diesem Hintergrund zu analysieren, denn es geht im Kern darum, Spielregeln so zu setzen, dass die Wirtschaftsakteure ihre Pläne in einem marktwirtschaftlichen Wirtschaftssystem im Einklang mit den Zielen der Energiewende koordinieren. Grundprämisse ist dabei, dass ein funktionsfähiger Preismechanismus die Entscheidungen der handelnden Personen bestimmt, nicht staatliche Lenkung. Ausweislich des von der BReg vorgelegten Weißbuchs zur Energiewende scheint diese Prämisse auch an Raum zu gewinnen. Eine große Rolle spielt hierbei, dass Innovationen und Skaleneffekte die Kosten der erneuerbaren Energien nach unten treiben und deren Wirtschaftlichkeit deutlich erhöhen. Das EEG, seit vielen Jahren das wesentliche Instrument zur Erreichung der Ausbauziele bei den erneuerbaren Energien und Musterbeispiel für die bürokratische Lenkung der Energiewende12, fokussiert vor diesem Hintergrund inzwischen mehr auf die Markt- und Systemintegration des Ökostroms. Bürokratie kommt somit nicht nur an ihre Grenzen, sie ist auch zunehmend entbehrlich. Rückt man die Funktionsfähigkeit des Preismechanismus in den Vordergrund, so stellen sich bei der Ausgestaltung des Strommarktdesigns für die Energiewende fünf Kernfragen: 1. Warum reicht der Handel mit Emissionsrechten nicht aus, um Preissignale für eine umweltverträgliche Energieversorgung zu setzen? Seit 2005 besteht ein europäisches Emissionshandelssystem, das von nationalen Vorschriften zum Umwelt- und Klimaschutz vielfach überlagert ist. 2. Wie können volatile erneuerbare Energien Preissignalen ausgesetzt und so in den Strommarkt integriert werden, dass Erzeugung und Verbrauch synchronisiert sind? Die Marktintegration der erneuerbaren Energien impliziert zum einen die Frage, wie die staatlichen Subventionen für den Ausbau der erneuerbaren Energien schrittweise heruntergefahren und durch eine marktwirtschaftliche Vergütung ersetzt werden können. Zum anderen umfasst die Fragestellung das Problem, den anteilig sinkenden Strom aus konventioneller Erzeugung mit dem zunehmenden Strom aus erneuerbarer Erzeugung über Preissignale und die Zuordnung von Verantwortlichkeiten so zu kombinieren, dass Angebot und Nachfrage am Strommarkt jederzeit übereinstimmen13. 3. Welche Preissignale erfordert der angemessene Ausbau von (konventionellen wie erneuerbaren) Erzeugungskapazitäten, Speichern und Flexibilitäten auf der Nachfrageseite unter den Bedingungen der Energiewende? Der Ausgleich von Angebot und Nachfrage und das Setzen von Anreizen für Investitionen ist die 12 Vgl. dazu ausführlich unten Abschnitt 3.3.1 (Heranführung an den Markt). 13 Vgl dazu unten Abschnitte 2.1.2 (Stromübertragung und -verteilung) und 3.6 (Versorgungssicherheit). Kernfragen des Strommarktdesigns Abschnitt 1.2 Schwieters 5 zentrale Frage eines jeden Wirtschaftssystems. Das Stromsystem ist historisch darauf angelegt, dass sich die Erzeugung der Nachfrage anpasst, klassischerweise geprägt durch die Unterscheidung in Grund- und Spitzenlast. Diese Unterscheidung ist mit dem starken Anfall erneuerbarer Energien mittlerweile weitgehend hinfällig geworden, da der Zustrom von Wind- und Sonnenenergie nicht bedarfs-, sondern dargebotsabhängig erfolgt. Insofern muss es in Zukunft darum gehen, zunehmend auch auf der Nachfrageseite Anreize zu setzen, das Energiesystem flexibel zu gestalten14. Last hat in dieser Sicht den gleichen Wert wie Kapazität. Auch Batteriespeicher werden in Zukunft eine wachsende Rolle spielen. Die Ergänzung des „Energieerzeugungsmarktes“ durch sog. „Kapazitätsmechanismen“ wird in diesem Zusammenhang diskutiert. 4. Wie kann der Einsatz Erneuerbarer Energien über den Strommarkt hinaus ausgeweitet werden? Die Stromproduktion in Deutschland entspricht ca. 40 % des Energieverbrauchs, andere wesentliche Anteile liegen im Verkehr und im Bereich der Wärmeerzeugung, Sektoren, in denen nach wie vor Verbrennungstechnologien dominieren. Ist eine ganzheitliche Betrachtung dieser Sektoren mit der Stromproduktion i.S. einer Sektorkopplung im Rahmen der Energiewende sinnvoll, welche Preissignale unterstützen dies? Im Kern geht es bei der Sektorkopplung um die Frage, welche Rolle Strom aus erneuerbaren Energien im Vergleich zu den Primärenergieträgern Öl, Kohle und Gas in Zukunft spielen wird. Grundlegende Technologien stehen dafür bereits bereit – Batteriespeicher15, Power-to- X-Anwendungen16, Elektrofahrzeuge17, etc. –, sind aber aufgrund der Kostensituation und fehlender Infrastruktur zurzeit kaum relevant. 5. Welche Rolle spielt die EU? Errichtung und Nutzung von Erzeugungskapazität erfolgen umso effizienter, je größer der Raum ist, für den diese Infrastruktur vorgehalten wird. Eine Untersuchung von prognos im Auftrag des Weltenergierates–Deutschland e.V. zeigt, dass aufgrund des Zeitversatzes von Lastspitzen innerhalb von 15 europäischen Ländern die Residuallast, also die aus regelbaren Kraftwerken bereitzustellende Leistung, in der höchsten Stunde um 8 bis 10 GW sinkt, im Jahr 2030 um 27 bis 34 GW sinken wird18. Die Errichtung eines Strombinnenmarktes innerhalb der EU ist somit ohne Zweifel ein wichtiger Schritt in Richtung auf ein effizientes Strommarktdesign. 14 Vgl dazu unten Abschnitt 4.5 (Lastmanagement – Demand Side Management). 15 Vgl. dazu unten Abschnitt 4.3.1 (Überblick zu Stromspeichertechnologien). 16 Vgl. dazu unten Abschnitt 4.4 (Power-to-X). 17 Vgl. dazu unten Abschnitt 5.3 (Alternative Antriebstechnologien und Lösungsansätze im Bereich Verkehr). 18 Jeweils im wahrscheinlichsten Fall, wenn gemeinsam und nicht länderindividuell bilanziert wird. Vgl. prognos, Endbericht, Versorgungssicherheit europäisch denken, Berlin/Basel im Juni 2015, abrufbar unter: http://bit.ly/2qvtqIX. Kapitel 1 Einführung 6 Schwieters Ausgenommen von der Analyse des Strommarktdesigns ist der Netzbereich, mit dem wir uns an anderer Stelle ausführlich beschäftigen19. Energienetze sind natürliche Monopole im Eigentum von Marktakteuren. Infolgedessen sind die Regelungen des Zugangs, der Qualität und v.a. der Entgelte typische Aufgaben eines Regulators, in Deutschland der BNetzA. 1.3 Der Strommarkt 2.0 Die BReg hat im Sommer 2015 als Ergebnis der von ihr angeregten Diskussion um das Strommarktdesign der Zukunft das Weißbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“ vorgelegt. Das darauf basierende StrommarktG ist am 30.07.2016 in Kraft getreten. Es soll in der Phase des Übergangs infolge des Ausbaus der erneuerbaren Energien, der Beendigung der Kernenergienutzung in Deutschland bis 2022 und des Zusammenwachsens der europäischen Märkte für Strom sicherstellen, dass die Stromversorgung sicher, kosteneffizient und umweltverträglich erfolgt. Dies soll durch ein Maßnahmenpaket erreicht werden, nach dem zugrundeliegenden Weißbuch unterschieden in drei „Bausteinen“: 19 PwC (Hrsg.). Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft Band I Netzwirtschaft, 4. Aufl. Freiburg/München 2015. Der Strommarkt 2.0 Abschnitt 1.3 Schwieters 7 Abb. 1: Maßnahmen zum Strommarkt 2.0, aus: BMWi, Ein Strommarkt für die Energiewende, S. 59 Nach Jahren massiver staatlicher Einflussnahme auf den Erzeugungsmix in Deutschland – Stichworte: EEG, KWKG, Atomausstieg – sollen jetzt die Marktmechanismen gestärkt werden. Der Strommarkt soll gewährleisten, dass die Einspeisungen in das Stromnetz jederzeit die Entnahmen decken, ausreichend Kapazitäten zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage vorhanden sind (Vorhaltefunktion) und durch geeignete Preissignale vorhandene Kapazitäten zur richtigen Zeit und im erforderlichen Umfang kontrahiert und tatsächlich eingesetzt werden (Einsatzfunktion). In diesem Zusammenhang bekennt sich der Gesetzgeber zum liberalisierten, europäischen Strommarkt. Die Integration des europäischen Binnenmarktes für Strom soll vorangetrieben werden, der Wettbewerb Anreize für Innovationen und Nachhaltigkeit schaffen, die Integration erneuerbarer Energien verbessern und die Förderkosten für erneuerbare Energien senken. Kapitel 1 Einführung 8 Schwieters Das StrommarktG erteilt dem Kapazitätsmarkt eine Absage20. Der Energy-only- Markt soll eine freie Bildung der Strompreise ermöglichen und darüber die Vorhaltung von und Investitionen in Kapazität entlohnen. Es wird erwartet, dass durch den Preismechanismus Überkapazitäten abgebaut und umgekehrt tatsächlich benötigte flexible Kapazitäten refinanziert werden. Die Instrumentarien hierzu stellt nach der Erwartung des Gesetzgebers der Markt bereit, da Marktteilnehmer sich gegen Preisspitzen absichern werden, z.B. mit den neuen Börsenprodukten oder durch langfristige Liefer- und Absicherungsverträge. Dies setzt voraus, dass Preise oberhalb der Grenzkosten (Mark-up) künftig akzeptiert werden. Kapazitätsmärkte im europäischen Umfeld mögen die Preisspitzen abschwächen, allerdings dürfte dies i.S.d. Gesetzes sein, das insgesamt eine stärker europäische Sicht auf den Strommarkt und damit auch auf den notwendigen Zubau an Kapazität legt. Das StrommarktG will das Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystem stärken und den Marktteilnehmern starke Anreize geben, ihre Lieferverpflichtungen zu erfüllen21. Die Stärkung der Bilanzkreistreue und die Flexibilisierung der Nachfrageseite sind wesentliche Elemente zur Steigerung der Funktionsfähigkeit des Energy-Only- Marktes. Weiter will das Gesetz Flexibilität auf der Angebots- und der Nachfrageseite stärken22. Eine Reihe von Maßnahmen flankiert diese Zielsetzung, u.a. die Weiterentwicklung der Regelenergiemärkte und die Ausgestaltung der Netzentgelte, um ein marktdienliches Verhalten auf der Nachfrageseite zu fördern. Die Neuregelungen betonen die wachsende Bedeutung der Energieeffizienz und ihrer Verknüpfung mit der Flexibilisierung des Systems. Die Sektoren Strom, Wärme und Verkehr sollen in Zukunft stärker gekoppelt werden. Das StrommarktG räumt der Versorgungssicherheit zentrale Bedeutung ein23.Zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit wird das bisherige Monitoring nach dem EnWG weiterentwickelt, um den europäischen Kontext einzubinden und die Versorgungssicherheit quantitativ und stärker prospektiv, d.h. wahrscheinlichkeitsbasiert zu überwachen. Zum Ausgleich regionaler Engpässe bei der Stromversorgung halten die ÜNB weiterhin zeitlich befristet Kraftwerke als Netzreserve vor. Die bereits vorhandene Regelung nach der ResKV wurde durch das StrommarktG bis 2023 verlängert und wird in Abhängigkeit vom Netzausbau künftig weiterentwickelt. Physikalisch sichert eine Kapazitätsreserve zukünftig den Strommarkt 2.0 ab24. Sie ist vom Markt getrennt und umfasst Kraftwerke, die nur im Ausnahmefall eingesetzt 20 Vgl. BMWi, Ein Strommarkt für die Energiewende, Berlin 2015, S. 32 ff. 21 Vgl. ebenda, S. 41 ff. 22 Vgl. ebenda, S. 45 ff. 23 Vgl. ebenda, S. 79 ff. 24 Vgl. dazu ausführlich unten Abschnitt 3.6.7 (Kapazitätsreserve und Sicherheitsbereitschaft). Energiewende als Chance für Unternehmen Abschnitt 1.4 Schwieters 9 werden, wenn das vorhandene Angebot die Nachfrage nicht deckt. Schließlich werden bestimmte Braunkohlekraftwerke (insgesamt 2,7 GW) zwischen 2016 und 2019 gegen Vergütung in die neue Sicherheitsbereitschaft überführt. Damit werden sie zunächst vorläufig und nach jeweils vier Jahren endgültig stillgelegt, letztlich als Beitrag zur Erfüllung der deutschen Klimaschutzziele in 202025. Mit dem Weißbuch und dem darauf basierenden StrommarktG ist die Diskussion um das Strommarktdesign in Deutschland auf der Grundlage eines transparenten Prozesses zu einem Zwischenergebnis gekommen. D.h. nicht, dass die Diskussion damit bereits zu Ende ist. Es gibt erhebliche Zweifel, dass der Energy-only-Markt ausreichend Anreize setzt für Investitionen in Kapazität und Flexibilität. Anzuerkennen ist, dass ein Ausgangspunkt gesetzlich definiert worden ist, der für die nächsten Jahre die Grundlage für einen funktionsfähigen Strommarkt schafft, Weiterentwicklungen für die Zukunft ermöglicht und den Unternehmen den klaren Auftrag gibt, nun konkret die Umsetzung der Energiewende in Angriff zu nehmen. 1.4 Energiewende als Chance für Unternehmen Erneuerbare Energien, dezentrale Erzeugung und Speicherung von Strom haben im Zusammenwirken mit der Digitalisierung und der Elektromobilität das Potenzial für eine dritte industrielle Revolution, vergleichbar mit den vorangegangenen beiden industriellen Revolutionen, die auch durch das gleichzeitige Aufkommen von neuen Energieformen und neuen Techniken der Kommunikation, Informationsverarbeitung und des Transports gekennzeichnet waren26. Sektorkopplung bedeutet in dieser Sicht, dass die Energiewende Folgen weit über den eigentlichen Energiesektor hinaus hat und ein wichtiger Treiber für viele Innovationen im Bereich der Industrie und der privaten Haushalte ist. Dies eröffnet Unternehmen eine Vielzahl neuer Chancen. Vor dem Hintergrund der Energiewende müssen sich die Unternehmen der Branche fragen, welche Rolle sie in Zukunft einnehmen27, worin ihre „Existenzberechtigung“ liegt – in der Funktion des Energieerzeugers, der kostenoptimal Strom am Markt anbietet, in der Funktion des Systemintegrierers, der das Energiesystem durch Netz- 25 Vgl. dazu ausführlich unten Abschnitt 3.5.3 (Ausstieg aus der Stromerzeugung aus Kohle?). 26 Vgl. Jeremy Rifkin, The third industrial revolution, New York 2011, S. 35 ff. So waren nach Rifkin die erste industrielle Revolution durch das Zusammentreffen von Dampfmaschine/Eisenbahn und Druckmaschine im 19. Jahrhundert, die zweite industrielle Revolution durch das Zusammentreffen von Verbrennungsmotor/Straßenverkehr und elektrischer Kommunikation, insb. Radio/Fernsehen im 20. Jahrhundert, gekennzeichnet. 27 Dazu unten Abschnitt 7.1 (Herkömmliche Geschäftsmodelle unter Druck). Kapitel 1 Einführung 10 Schwieters dienstleistungen sichert, in der Funktion des Energiedienstleisters nah am Kunden oder in der Funktion, neue Services „hinter dem Zähler“ bereitzustellen, z.B. im Bereich der „smart Energy“ oder der Elektromobilität. Damit verbunden ist die Entscheidung, eher in einer passiven, dem Markt folgenden oder in einer aktiven, den Markt prägenden Rolle tätig zu sein. Dem zugrunde liegt ein Bild der Energiewirtschaft, das sich von der klassischen Wertschöpfungskette Erzeugung- Übertragung-Verteilung-Handel-Vertrieb löst und ein interaktives Modell entwickelt, in dem das Netzwerk und der Kunde im Mittelpunkt stehen. Energieeffizienz ist dabei als „eine wichtige Säule der Energiewende“28 zu sehen und auch bei der Sektorkopplung nicht zu vernachlässigen. Sie senkt die Energiekosten, verbessert die Versorgungssicherheit und löst erhebliche Investitionen für die heimische Wirtschaft aus“29. Die EU-Mitgliedstaaten haben sich schon 2007 darauf verständigt, den Primärenergieverbrauch bis 2020 um 20 % zu reduzieren“30. Mit Blick auf die Sektorkopplung ist der Begriff „Energieeffizienz“ zu präzisieren. Unter Energieeffizienz wird häufig die Zielsetzung verstanden, insgesamt – quer durch alle Sektoren und auch im Privatbereich – weniger Energie zur verbrauchen. Diese Auffassung sollte jedoch nicht im Vordergrund stehen, wenn Energie zunehmend aus theoretisch unbegrenzt verfügbaren erneuerbaren Quellen gewonnen wird. Mit Blick auf die Schaffung eines dem energiepolitischen Dreieck folgenden Energiesystems ist ein Verständnis von Energieeffizienz vorzuziehen, dass die effizientere Nutzung von Energie i.S.d. Verhältnisses von Input zu Output in den Vordergrund stellt, also die Ersparnis an Energie bezogen auf einen bestimmten Einsatzzweck. Es zeichnen sich verschiedene Entwicklungen ab, die für eine beschleunigte Umsetzung der Sektorkopplung sprechen. Zunehmend rechnen sich Investitionen in einen Batterieheimspeicher, da der Strompreis für Privathaushalte stetig steigt, sodass es sich bereits seit einigen Jahren lohnen würde, den erzeugten Solarstrom selbst zu nutzen und nur Überschüsse in das Netz zu speisen. Gleichzeitig fallen die Kosten für Speichersysteme. Prognosen gehen davon aus, dass die Preise für Heimspeicher in Deutschland bis 2020 um bis zu 50 % zurückgehen werden31. Der Einstieg der Automobil-Industrie in den Batteriemarkt treibt diese Entwicklung voran. Zudem 28 Abrufbar unter: http://bit.ly/2pFOChn. 29 Vgl. BMWi, http://bit.ly/2qByF8X. 30 Vgl. Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates v. 25.10.2012 zur Energieeffizienz, zur Änderung der Richtlinien 2009/125/EG und 2010/30/EU und zur Aufhebung der Richtlinien 2004/8/EG und 2006/32/EG; bis 2014 in nationales Recht umzusetzen. 31 Vgl. hierzu und im folgenden PwC, Batteriespeichermarkt für Privathaushalte bis 2025; vgl unter: http://bit.ly/2pQwm5Y. Energiewende als Chance für Unternehmen Abschnitt 1.4 Schwieters 11 läuft die Einspeisevergütung für die ersten PV-Anlagen ab 2021 aus. Bereits ab 2019 kann es Standard werden, einen Heimspeicher gemeinsam mit einer neuen PV- Anlage zu installieren und auch die Nachrüstung bei PV-Bestandsanlagen ist nach PwC-Berechnungen für viele Betreiber zwischen 2019 und 2022 wirtschaftlich attraktiv. Aufgrund der Berechnungen ist bis 2020 eine installierte Batteriespeicherkapazität im PV-Heimspeichermarkt von 1,1 bis 1,4 GWh, bis 2025 bis zu 3,5 GWh bei Gesamtinvestitionen von bis zu drei Mrd. EUR möglich. Das Beispiel zeigt, dass es bei der Sektorkopplung v.a. um Systemlösungen geht, die erneuerbare Energien, Batteriespeicher und Netze intelligent verknüpfen. Der Automobil-Industrie kommt dabei eine wichtige Rolle zu. Bedingt durch neue Wettbewerber, zunehmende Wirtschaftlichkeit und öffentlichen Druck rücken die Elektromobilität und damit verbunden die Speicherkapazität der Batteriesysteme auf die Agenda der Autohersteller und der Energieversorger. Die jüngst bekannt gewordene geplante Kooperation von VW, Audi, Porsche, Daimler und BMW und der Einstieg von E.ON und Innogy in die Ladeinfrastruktur bezeugt diese Entwicklung. Tesla bietet seinen Lithium-Ionen-Akkumulatoren Powerwall 2 bereits als Heimspeicherlösung. Zweierlei Faktoren werden die Sektorkopplung maßgeblich vorantreiben: Die Entwicklung der Strompreise und die Digitalisierung. Aufgrund des fortschreitenden Ausbaus der erneuerbaren Energien werden die Kosten für eine zusätzliche Erzeugungseinheit Strom stetig fallen. Es wird also zunehmend attraktiv, elektrische Energie im Bereich von Verkehr und Wärme zu nutzen. Natürlich spielt hier der Preisvergleich mit fossilen Energieträgern eine wesentliche Rolle. Es ist aber davon auszugehen, dass durch Vorgaben für Emissionsgrenzwerte, v.a. im Verkehrssektor, die Gesamtkosten der Nutzung fossiler Technologien stetig steigen werden, Nachteile durch Beschränkungen beim Einsatz dieser Technologien eingeschlossen (z.B. Fahrverbote für Dieselfahrzeuge). Insgesamt stehen somit die Zeichen günstig für die Sektorkopplung aufgrund der Ausweitung der erneuerbaren Energien. Allerdings gibt es noch viele Hemmnisse, u.a. durch die Regulierung, aber auch bei der erforderlichen Infrastruktur. Hier kann Digitalisierung helfen. Eine interessante Entwicklung ist in diesem Zusammenhang Blockchain32, eine Technologie, die Verträge zwischen einander unbekannten Anbietern und Nachfragern ohne Einschaltung eines Mittelsmannes ermöglicht. Anbieter von erneuerbarer Energie (z.B. Besitzer von Solaranlagen) können somit autonom und unmittelbar Transaktionen mit Nachfragern für diese Energielieferungen durchführen – abgewickelt über Computerprogramme. 32 Vgl. hierzu und im folgenden PwC, Blockchain – Chance für Energieverbraucher? Kurzstudie für die Verbraucherzentrale NRW, Juli 2016 sowie unten Abschnitt 6.4 (Blockchain-Anwendungen in der Energiewirtschaft). Kapitel 1 Einführung 12 Schwieters Ungeachtet der Bemühungen um eine fortschreitende Energieeffizienz, die sich für gewerbliche und industrielle Unternehmen schon von selbst verstehen dürften, benachteiligen die Zusatzaufwendungen aufgrund der Energiewende solche Unternehmen im internationalen Wettbewerb, für die Strom ein wichtiger Produktionsfaktor ist. Die Entlastung dieser stromintensiven Unternehmen von der EEG-Umlage durch Ausnahmeregeln33 ist seit vielen Jahren Bestandteil deutscher Gesetzgebung. Der hierüber mit der EU-Kommission entstandene Streit über die Beihilferelevanz34 der Privilegierung deutscher Unternehmen konnte beigelegt werden. Dies zeigt wiederum, dass die Gestaltung der Rahmenbedingungen für eine Energiewende im europäischen Kontext gesehen werden müssen. 1.5 Anpassung der Unternehmensstrategien Die Energiewende und die damit verbundene umfassende Veränderung von Kundenverhalten, Erzeugungsstrukturen, Wettbewerb und Strommarktdesigns treffen die Unternehmen der Energiewirtschaft massiv. Hinzu kommen die technologischen Veränderungen aufgrund der Digitalisierung entlang der Wertschöpfungskette. Die Folge ist ein hoher Innovationsdruck, wie die Branche ihn in ihrer Geschichte bislang nicht erlebt hat. Historisch zeigt sich, dass Innovationen häufig außerhalb der Branche entwickelt und eingeführt wurden, während die Unternehmen innerhalb eines Sektor dazu tendieren, zu lange am bisherigen Geschäftsmodell festzuhalten und neue Entwicklungen nur halbherzig ergreifen. Das liegt nicht selten auch daran, dass die verschiedenen, z.T. kompetitiven Modelle innerhalb einer Organisation geführt werden und das Management gewissermaßen zwischen zwei Stühlen sitzt. Entweder verfolgt es das bisherige Geschäftsmodell und verpasst die Neuausrichtung, oder es fokussiert neu und vergrault die eigene Organisation und die bisherigen Kunden – das „Innovator´s Dilemma“35. Kulturelle Hemmnisse, das bisher Erreichte in Frage zu stellen und sich dem Wechsel zu stellen, kommen hinzu36. Dies gilt v.a. bei Innovation, die ganze Märkte/Marktplätze abschafft und nicht lediglich die Leistungen vorhandener Produkte verbessert. Solche disruptiven Innovationen sind im digitalen Umfeld an der Tages- 33 Besondere Ausgleichsregelung nach §§ 63 ff. EEG. 34 Vgl. dazu unten Abschnitt 3.1.2.4 (Beihilfenrechtlicher Rahmen). 35 Vgl. hierzu und im folgenden Christoph Keese, Silicon Valley, München, 3. Aufl. 2016, S. 108 f. unter Verweis auf Clayton M. Christensen, The Innovator´s Dilemma: Warum etablierte Unternehmen den Wettbewerb um bahnbrechende Innovationen verlieren, München 2011. 36 Einzelheiten dazu finden sich unten in Abschnitt 6.5 (Wandel zu einem digitalen EVU). Anpassung der Unternehmensstrategien Abschnitt 1.5 Schwieters 13 ordnung37. Disruptive Innovationen greifen nicht am oberen Ende des Marktes auf hohem Qualitätsniveau an, sondern (qualitativ und preislich) am unteren Ende und entwickeln sich dann kontinuierlich, exponentiell, sodass etablierte Anbieter sie leicht unterschätzen. Neue Organisationsformen in den Unternehmen mit voller Rückendeckung durch das Topmanagement sind notwendig, um auf disruptive Innovationen reagieren zu können. Hinzu kommt start-up-Denken: Nicht das ständig verbesserte etablierte, sondern das bisherige Märkte in Frage stellende Produkt zählt. Marktreife wird erzielt, indem eine „minimal viable product“ – Version an den Kunden gebracht, getestet und so optimiert wird, nicht ein bereits vollständig ausgereiftes Produkt38. Auch die Wucht der Einführung erneuerbarer, dezentraler Energien hat disruptive Wirkung auf die Unternehmen der Energiewirtschaft, zumindest in Teilen von Westeuropa. Die Unternehmen der Branche beginnen zu reagieren. Zum einen entstehen im Zuge der Energiewende neue Marktrollen (z.B. Aggregatoren im Regelleistungsmarkt, Messstellenbetreiber, Gateway-Administratoren), die das Aufgabenfeld der Energieversorger verändern. Zum anderen zeigt sich zunehmend eine Tendenz, die Tätigkeit im bisherigen Umfeld der zentralen Energieversorgung von Geschäftsfeldern im Bereich der dezentralen Energieversorgung zu trennen und den Kunden in den Fokus der Branche zu rücken, die bislang v.a. auf den Up- und Midstreambereich konzentriert war. Die Digitalisierung unterstützt die Unternehmen in diesen Veränderungen. Am Ende entscheidet über den Erfolg, wer den Kunden nachhaltigen Mehrwert bietet in einer Zeit, in der auch die Kunden nach neuen Wegen suchen, ihre Wettbewerbsfähigkeit und ihren ökologischen Fußabdruck zu stärken. Dabei steht zunehmend energieeffizientes Verhalten von Unternehmen und Haushalten im Vordergrund, insb. auch im Zuge künftiger Tarifmodelle, die auf der Grundlage intelligenter Zähler anhand der aktuellen Netzauslastung Strompreise variabel gestalten. Die Sektorkopplung wird diesen Trend noch deutlich verstärken, etwa bei der Kombination von Solarstrom, Batteriespeichern, Wärmeversorgung und Elektromobilität. Big Data und Datenanalyse schaffen neue Einsichten in Energieverbrauch und neuerdings Energieerzeugung, Anlagenleistung und Wartungszyklen sowie Einsparmöglichkeiten, etwa für energieintensive Unternehmen und Wohnungsgesellschaften. Die Komplexität des notwendigen Energiemanagements erfordert zunehmende Professionalisierung und wird zur Entwicklung neuer Dienstleistungen führen, die Energieunternehmen neue Geschäftschancen eröffnen. 37 Vgl. dazu unten Abschnitt 6.1.1 (Digitalisierung als Megatrend). 38 Vgl. Eric Ries, The Lean Startup, Portfolio Penguin 2011, S. 92 ff. Kapitel 1 Einführung 14 Schwieters Die Abspaltungen der Uniper von E.ON und der Innogy von RWE sind sichtbare Zeichen, wie Unternehmen auf die zunehmende Unvereinbarkeit verschiedener Geschäftsmodelle unter einem Dach reagieren. Sie nehmen damit eine Unterscheidung auf, die typisch ist für Sharing Economy, in die viele Branchen auch im Zuge der Digitalisierung zunehmend eintreten: Einerseits das kapitalintensive Vorhalten zentraler physischer Kapazitäten mit Ausnutzung von Skaleneffekten auf der Angebotsseite und andererseits der Aufbau von dezentralen Geschäftsmodellen unter Nutzung von Skaleneffekten auf der Kundenseite, zunehmend über Netzwerke und insb. Plattformen. Die Schwierigkeit liegt darin, die Wachstumsfelder von morgen zu identifizieren, das Unternehmen zu refokussieren und den finanziellen Spielraum für diese Transformation und das neue Wachstum zu schaffen39. Die Branche steht vor einer großen Veränderungswelle. Kooperationen, Spaltungen, Zusammenschlüsse und andere Formen der Anpassung werden ihr Bild der nahen Zukunft bestimmen. Dies gilt für beide Welten gleichermaßen, die Welt zentraler ebenso wie diejenige der dezentralen Energieversorgung. Dabei mag es gerade die Zusammenführung von „Nachhaltigkeit“ und „Zuhause“ sein, die der Branche eine Existenzberechtigung auch in der Zukunft gibt. 39 Zu dem hierzu erforderlichen Managementansatz vgl. Couto, Plansky, Caglar, Fit for Growth, Hoboken/NewJersey, 2017.

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Schlagworte

e-pdf, e-pub, e-book, epdf, EPUB, ebook, Zukunftstrend, Energiewirtschaft, EU-Vorgaben, Zertifikatehandel, KWKG, EEG, Kostenstruktur, Energiewende, Strommarkt

References

Zusammenfassung

Das Autorenteam erklärt Ihnen die verschiedenen gesetzlichen Vorgaben und die Auswirkungen auf den deutschen Strommarkt: z.B. das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das Kraft-Wärmekopplungs-Gesetz (KWKG) und deren Novelle von 2016, den Zertifikatehandel und wichtige EU-Vorgaben sowie das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewirtschaft. Der Band befasst sich zudem mit Zukunftsthemen wie virtuellen Kraftwerken, intelligenten Messsystemen, E-Mobility und den neuen Geschäftsmodellen, die sich durch die technologische Weiterentwicklung ergeben. Darüber hinaus wagen die Experten einen Ausblick auf den Strommarkt im Jahr 2030.

 

Inhalte:

  • Technisch-wirtschaftliche Grundlagen des Strommarktes

  • Kostenstrukturen und Preisbildung

  • Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen

  • Marktintegration von Renewables und Auswirkungen auf den Kraftwerkspark

  • Zukunftsthemen: Digitalisierung, neue Technologien und Systemansätze

  • Smart Grids und intelligente Mess-Systeme

  • Geschäftsmodelle auf dem Strommarkt der Energiewende

Arbeitshilfen online:

  • Gesetzessammlung und Richtlinientexte

  • Begründungen zu den Gesetzen und Verordnungen

  • Weitere Unterlagen zu ausgewählten Einzelfragen

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